20090925 Energiestudie St. Ingbert Kapitel 2

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Kapitel 2
Energiekonzept 2020 für St. Ingbert
Endbericht
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Inhaltsverzeichnis
1
Einleitung ........................................................................................................................ 15
2
Energiebedarf des Stadtgebietes .............................................................................. 17
3
4
5
2.1
Verteilung der Energieträger................................................................................ 17
2.2
Darstellungen im GIS (Geoinformationssystem) ................................................ 18
2.3
Fragebogen Industrie und Gewerbe.................................................................. 21
2.4
Entwicklung der Gebäudetypologie für St. Ingbert.......................................... 22
2.4.1
Auswertung der Gebäude- und Wohnungszählung 1987 sowie der
Fortschreibungen............................................................................................. 23
2.4.2
Erhebung von baukonstruktiven Details typischer Gebäude und
Erstellung einer Gebäudetypologie ............................................................. 25
2.4.3
Verortung der Gebäudetypen im Stadtgebiet .......................................... 27
2.4.4
Erstellung der Energiebilanzen für den Ist-Zustand ..................................... 28
2.4.5
Abgleich der rechnerischen Bilanzen mit den Abgabedaten der
Stadtwerke........................................................................................................ 31
2.4.6
Entwicklung des Wärmebedarfs bis 2020 .................................................... 33
Energiebedarf der öffentlichen Gebäude ............................................................... 43
3.1
Erfassung des Ist-Zustandes der öffentlichen Gebäude .................................. 43
3.2
Öffentliche Beleuchtung....................................................................................... 49
3.3
Handlungsempfehlungen..................................................................................... 49
Einsatzmöglichkeiten für KWK...................................................................................... 53
4.1
Methode zur Ermittlung der KWK-Potenziale ..................................................... 54
4.2
KWK-Potenziale im Wohngebäudebereich ....................................................... 55
4.3
KWK-Potenzial im Industrie- und Gewerbebereich........................................... 58
4.4
KWK-Potenzial öffentliche Gebäude .................................................................. 59
4.5
Bildung von KWK-Clustern ..................................................................................... 61
4.6
Wirtschaftlichkeitsrechnungen zum KWK in St. Ingbert und Abschätzung
des technisch-wirtschaftlichen KWK-Gesamtpotenzials .................................. 65
4.6.1
Wirtschaftlichkeitsberechnung Nahwärmenetz ......................................... 65
4.6.2
Wirtschaftlichkeitsberechnungen Anlagenteil............................................ 75
4.6.3
Ermittlung des technisch-wirtschaftlichen Gesamtpotenzials .................. 81
Regenerative Energien ................................................................................................ 82
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5.1
Vorbemerkungen ................................................................................................... 82
5.2
Biomassepotenzial ................................................................................................. 82
5.2.1
Feste Bioenergieträger.................................................................................... 84
5.2.1.1 Waldholz ....................................................................................................... 84
5.2.1.2 Strohpotenzial .............................................................................................. 88
5.2.2
Gasförmige Bioenergieträger........................................................................ 89
5.2.2.1 Biogas-Potenzial aus Gülle und Festmist .................................................. 89
5.2.2.2 Silomaisanbau auf Brach- und Stilllegungsflächen................................ 91
5.2.2.3 Graspotenzial von Dauergrünland........................................................... 93
5.2.3
Produktion von nachwachsenden Rohstoffen auf Ackerflächen........... 94
5.2.4
Kommunaler Grünschnitt................................................................................ 95
5.2.5
Bioabfall aus Privathaushalten ...................................................................... 97
5.2.6
Fazit Biomassepotenzial ................................................................................ 100
5.2.7
Ausblick ........................................................................................................... 102
5.3
Solarthermie und Photovoltaik ........................................................................... 103
5.3.1
Solarpotenzial im Wohngebäudebereich ................................................. 103
5.3.2
Solarpotenzial im Industriebereich .............................................................. 105
5.3.3
Solarpotenzial im Bereich öffentliche Gebäude ...................................... 106
5.3.4
Technisches Gesamtpotenzial..................................................................... 107
5.3.5
Nutzenpotenzialabschätzung Solarenergienutzung für 2020................. 108
5.4
Wasserkraftnutzung St. Ingbert........................................................................... 111
5.5
Nutzung des geförderten Trinkwassers als Wärmequelle für
Wärmepumpen .................................................................................................... 112
5.6
Windpotenzialflächen ......................................................................................... 112
6
Potenzialabschätzung Wärmepumpen und Pelletkessel (Holzkessel)................ 113
7
Energiemanagement ................................................................................................. 115
7.1
Öffentliche Gebäude.......................................................................................... 115
7.1.1
Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz................................ 116
7.1.1.1 Stromsparen
bei
der
Beleuchtung
(im
Bereich
Verwaltungsgebäude und Schulen)...................................................... 117
7.1.1.2 Stromsparen bei der Nutzung elektrischer Geräte (im Bereich
Verwaltungsgebäude)............................................................................. 118
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7.1.1.3 Stromsparen bei der Haustechnik (alle öffentlichen Gebäude)....... 119
7.1.1.4 Stromsparen durch Veränderung des Nutzerverhaltens .................... 120
7.1.2
7.2
8
Einsparpotenziale durch Energiemanagement bei öffentlichen
Gebäuden in St. Ingbert............................................................................... 120
Industrie und Gewerbe ....................................................................................... 121
7.2.1
Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen........................................... 121
7.2.2
Abschätzung
des
realisierbaren
technisch-wirtschaftlichen
Potenzials ........................................................................................................ 125
Gebäudeenergieversorgung.................................................................................... 128
8.1
Variantenrechnung für Beispielgebäude ........................................................ 128
8.1.1
Erläuterungen Sanierungsmaßnahmen an der Gebäudehülle ............. 128
8.1.2
Erläuterung der untersuchten Heizsysteme ............................................... 129
8.2
Ergebnisse der Variantenrechnung .................................................................. 130
8.2.1
Energieeinsparung durch Dämmmaßnahmen ........................................ 130
8.2.2
Energieeinsparung durch alternative Heizsysteme .................................. 132
8.2.2.1 Gebäudetyp R_78_F ................................................................................. 132
8.2.2.2 Gebäudetyp 1948-68 ............................................................................... 135
8.3
Vollkostenanalyse der Variantenrechnung ..................................................... 137
8.3.1
Exemplarische Hüllsanierung von Gebäudetypen .................................. 138
8.3.2
Vollkostenrechung alternative Heizsysteme.............................................. 140
8.3.2.1 Vollkostenrechnung Nahwärmeanschluss ............................................ 140
8.3.2.2 Vollkosten Brennwertkessel ...................................................................... 141
8.3.2.3 Vollkosten Wärmpumpe........................................................................... 143
8.3.3
9
Sensitivitätsrechnung..................................................................................... 146
Szenarien ...................................................................................................................... 148
9.1
Vorbemerkungen ................................................................................................. 148
9.2
Szenarien ............................................................................................................... 148
10 Stromerzeugung durch Stadtwerke ......................................................................... 162
10.1 Einspeiseanlagen ................................................................................................. 164
10.1.1 KWK-Anlagen ................................................................................................. 164
10.1.2 EEG-Anlagen .................................................................................................. 167
10.1.3 Spitzenanlagen .............................................................................................. 168
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10.2 Demand Side Management (DSM) .................................................................. 169
10.2.1 Eigenerzeuger ................................................................................................ 169
10.2.2 Lastabwurf ...................................................................................................... 169
10.3 Effizienz ................................................................................................................... 170
10.4 Zusammenfassung ............................................................................................... 172
11 Literatur ......................................................................................................................... 174
12 Anhang ......................................................................................................................... 176
12.1 Anhang A: Gebäudetypologie ......................................................................... 176
12.2 Anhang B: GIS-Darstellungen ............................................................................. 179
12.3 Anhang C: Verbrauchskennwerte öffentliche Gebäude St. Ingbert
2006 ........................................................................................................................ 187
12.3.1 Heizenergieverbrauch .................................................................................. 191
12.3.2 Stromverbrauch öffentliche Gebäude ...................................................... 194
12.3.3 Wasserverbrauch öffentliche Gebäude.................................................... 198
12.4 Anhang C: KWK-Gebiete.................................................................................... 202
12.5 Anhang D: Wirtschaftlichkeitsberechnung Hüllsanierung ............................. 217
12.6 Anhang E: Wirtschaftlichkeitsrechnung Nahwärmenetz ............................... 221
12.7 Anhang F: Wirtschaftlichkeitsrechnung Brennwertkessel............................... 225
12.8 Anhang
G:
Wirtschaftlichkeitsrechnung
Wärmepumpe
und
solarthermische Anlage ...................................................................................... 229
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Tabellenverzeichnis
Tabelle 2-1: Auswertung der GWZ 87 und der Fortschreibungen nach
Wohngebäuden (Gebäudeanzahl).........................................................................24
Tabelle 2-2: Spezifische Wohnfläche pro Gebäude......................................................25
Tabelle 2-3: Endgültige Zuordnung der Gebäudeanzahlen zu Gebäudetypen ......28
Tabelle 2-4: Nachträglich durchgeführte Sanierungs-/Dämmmaßnahmen im
Wohngebäudebestand von Hannover, vorläufige Zahlen ..................................29
Tabelle 2-5: Endenergieverbräuche inkl. Warmwasser für alle Gebäudetypen und
Dämmstandards (pro Gebäude)..............................................................................30
Tabelle 2-6: Gesamt-Endenergieverbräuche für St. Ingbert inkl. Warmwasser für alle
Gebäudetypen und Dämmstandards (für alle Gebäude) ..................................31
Tabelle 2-7: Abgleich des rechnerischen Endenergieverbrauchs mit der
Gasabgabe an Wohngebäude in St. Ingbert ........................................................32
Tabelle 2-8: Abgleich Realverbrauch mit Gebäudetypologie ....................................33
Tabelle 2-9: Dämmstärken bzw. U-Werte nach Sanierung (im TREND, EnEV und OPTStandard) ......................................................................................................................34
Dämmstandards (Zahlen je Gebäude) ...................................................................35
Tabelle 2-11: Anteile der energetischen Standards der Gebäudehüllflächen in 2020
bei angegebenen Umsetzungsraten, Annahmen für die EnEV-Entwicklung.....38
bei angegebenen Umsetzungsraten, Annahmen für die OPT-Entwicklung ......39
Tabelle 2-13: Entwicklung des Nutzenergieverbrauchs für Heizung und Warmwasser
je Gebäudetyp und Gebäude und summiert für jeden Gebäudetyp bis 2020....
........................................................................................................................................40
Tabelle 2-14: Entwicklung des Nutzenergieverbrauchs für Heizung (ohne
Warmwasser) je Gebäudetyp und Gebäude und summiert für jeden
Gebäudetyp bis 2020..................................................................................................41
Tabelle 3-1: Verbräuche 2006 und witterungsbereinigt (Basisjahr: GTZ = 3470 Kd)...43
Tabelle 3-2: Prozentuale Aufteilung der Energieverwendung der Liegenschaften
2006 ................................................................................................................................44
Tabelle 4-1 Mögliche KWK-Gebiete, Einteilung nach Klassen (Gebiete, siehe Tabelle
12-5, Tabelle 11-6 im Anhang und GIS-Darstellungen (Abschnitt 11.2))..............58
Tabelle 4-2 Mögliche Betriebe für den Einsatz von KWK, aus der Auswertung des
Fragebogens ................................................................................................................58
Tabelle 4-3: KWK-Potenziale im Bereich öffentliche Gebäude....................................61
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Tabelle 4-4: Mögliche Nahwärmecluster.........................................................................62
Tabelle 4-5: Berechnungsergebnisse bei getroffenen Preisannahmen für das
Nahwärmenetz Hasenbühl.........................................................................................73
Tabelle 4-6: Parameter und Ergebnisse der Amortisationszeitermittlung nach der
Barwertmethode für ausgesuchte Nahwärmegebiete.........................................77
Tabelle 4-7: Amortisationszeit in Abhängigkeit der Veränderung einzelner
Eingangsparameter für sechs potenzielle Nahwärmegebiete ............................78
Tabelle 4-8: KWK-Potenzial in St. Ingbert nach Sektoren ...............................................81
Tabelle 5-1 Gemeindespezifisches Aufkommen an kommunalem Grünschnitt .......96
Tabelle 5-2 „Typische“ Zusammensetzung von kommunalem Grünschnitt, Quelle:
(Scheuermann, A. et al, 2003) ...................................................................................97
Tabelle 5-3 Bioabfallaufkommen im Saarland................................................................98
Tabelle 5-4: Zusammenfassung der Energiepotenziale...............................................100
Tabelle 5-5: Derzeitige Nutzung von Solarenergie und Abschätzung des
Solarpotenzials für St. Ingbert ...................................................................................105
Tabelle 5-6: Solarpotenzial Industrie und Gewerbe in St. Ingbert ..............................106
Tabelle 5-7: Solarpotenzial öffentliche Gebäude (Datengrundlage 54 Gebäude)
......................................................................................................................................107
Tabelle 5-8: Technisches Potenzial PV und Solarthermie in St. Ingbert .....................108
Tabelle 5-9: Gegenüberstellung des technischen Potenzials und der Szenarien ...110
Tabelle 7-1 Energieeinsparpotenzial Industriebereich in Deutschland.....................126
Tabelle 7-2: Statistische Verteilung des Energieverbrauchs im Industriebereich,
umgelegt für St. Ingbert ............................................................................................126
Tabelle 7-3: Energieeinsparpotenzial Gewerbe, Handel, Dienstleistung in
Deutschland ...............................................................................................................127
Tabelle 7-4: Struktur des Endenergieverbrauchs im Bereich Gewerbe, Handel,
Dienstleistung in St. Ingbert.......................................................................................127
Tabelle 7-5: Technische Einsparpotenziale im Bereich Industrie und Gewerbe in St.
Ingbert .........................................................................................................................127
Tabelle 8-1: Charakteristische Kenngrößen untersuchter alternativer Heizsysteme .....
......................................................................................................................................129
Tabelle 8-2: Endenergiebedarf Heizung und Warmwasser verschiedener
Gebäudetypen bei verschiedenen Sanierungsstandards als prozentuale Werte
im Vergleich zur Basis HIST.........................................................................................131
Tabelle 8-3: Energiebedarfe und Emissionen beim Einsatz verschiedener
Heizsysteme, Gebäudetyp R_78_F, Sanierungszustand TREND ..........................134
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Heizsysteme, Gebäudetyp R_68_S ..........................................................................136
Heizsysteme, Gebäudetyp E_68_S ..........................................................................136
Heizsysteme, Gebäudetyp M_68_S.........................................................................137
Tabelle 8-7: Lebensdauer, Zinssätze und Annuitäten für Sanierungsmaßnahmen .138
Tabelle 8-8: Investitionskosten (Außenwand-, Dach-, Kellerdeckendämmung,
Fenstererneuerung)
bei
Sanierung
auf
EnEV-Neubauniveau
und
Vollkostenwärmepreise im sanierten und unsanierten Gebäudezustand .......139
Tabelle 8-9: Investitionskosten Nahwärmeanschluss (Hauanschluss, Kompaktstation,
Montagekosten, Heizkörper und Rohrleitungen bei Gebäudetyp R_78_F) und
Vollkostenwärmepreise für Referenzsystem und Nahwärme .............................140
Tabelle 8-10: Lebensdauer, Zinssätze und Annuitäten für Brennwertkessel .............142
Tabelle 8-11: Investitionskosten Brennwertkessel (Brennwertkessel, Abgassystem,
Vollkostenwärmepreise für Referenzsystem und Brennwertkessel .....................142
Tabelle 8-12: Annahme für Lebensdauer, Zinssätze und Annuitäten für Wärmpumpe
und thermische Solaranlage....................................................................................144
Tabelle
8-13:
Investitionskosten
(je
nach
Förderprogramm)
und
Vollkostenwärmepreise
Wärmepumpe,
solarthermische
Anlage,
Radiatorenheizsystem ...............................................................................................144
Tabelle
8-14:
Investitionskosten
(je
nach
Förderprogramm)
und
Wärmepumpe,
solarthermische
Anlage,
Flächenheizsystem .....................................................................................................145
Tabelle 9-1 Endenergiebilanz des KWK-Szenarios in MWh/a ......................................154
Tabelle 9-2 CO2-äquiv.-Emissionen der KWK-Szenarien ..................................................156
Tabelle 9-3 Endenergiebilanz des Wärmepumpen-Szenarios....................................158
Tabelle 9-4 Klimabilanzen des WP-Szenarios .................................................................159
Tabelle 9-5 Indikatoren für die Klimabilanz 2006 und die Szenarien 2020 ................161
Tabelle 12-1: Typische Baukonstruktionen bzw. Gesetzliche Anforderungen an
Außenbauteile............................................................................................................176
Tabelle 12-2: Gegenüberstellung von Baualtersklassen..............................................177
Tabelle 12-3: Übersicht über die städtischen Gebäude .............................................189
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Tabelle 12-4: Heizenergie-, Strom- und Warmwasserverbrauch der städtischen
Gebäude, Datengrundlage 2007 und ages-Kennwerte der Gebäudegruppen
......................................................................................................................................190
Tabelle 12-5: Gebietseinteilung für den Nahwärmeatlas für St. Ingbert, Zuordnung
Straßen zu Gebietsnummern, einzeln dargestellte Straßen sind mit L bezeichnet
......................................................................................................................................213
Tabelle 12-6: Potenzielle Nahwärmegebiete in St. Ingbert ........................................214
Tabelle 12-7: Großbetriebe in St. Ingbert, Eignung für Eigenproduktion Strom und
Wärme .........................................................................................................................215
Tabelle 12-8: Vollkostenrechnung Sanierung R_78_F auf EnEV-Standard ................217
Tabelle 12-9: Vollkostenrechnung Sanierung R_68_S auf EnEV-Standard ................218
Tabelle 12-10: Vollkostenrechnung Sanierung E_68_S auf EnEV-Standard ..............219
Tabelle 12-11: Vollkostenrechnung Sanierung M_68_S auf EnEV-Standard .............220
Tabelle 12-12: Vollkostenrechnung Nahwärmeanschluss R_78_F..............................221
Tabelle 12-13: Vollkostenrechnung Nahwärmeanschluss R_68_S..............................222
Tabelle 12-14: Vollkostenrechnung Nahwärmeanschluss E_68_S ..............................223
Tabelle 12-15: Vollkostenrechnung Nahwärmeanschluss M_68_S.............................224
Tabelle 12-16: Vollkostenrechnung Gasbrennwertkessel R_78_F...............................225
Tabelle 12-17: Vollkostenrechnung Gasbrennwertkessel R_68_S...............................226
Tabelle 12-18: Vollkostenrechnung Gasbrennwertkessel E_68_S ...............................227
Tabelle 12-19: Vollkostenrechnung Gasbrennwertkessel M_68_S..............................228
Tabelle 12-20: Vollkostenrechnung Wärmepumpe, Solaranlage, R_78_F................229
Tabelle 12-21: Vollkostenrechnung Wärmepumpe, Solaranlage, Fußbodenheizung
R_78_F ..........................................................................................................................230
Tabelle 12-22: Vollkostenrechnung Wärmepumpe, Solaranlage, R_68_R ...............231
R_68_R ..........................................................................................................................232
Tabelle 12-24: Vollkostenrechnung Wärmepumpe, Solaranlage, E_68_R................233
E_68_R ..........................................................................................................................234
Tabelle 12-26: Vollkostenrechnung Wärmepumpe, Solaranlage, M_68_R ..............235
Tabelle 12-27: Vollkostenrechnung Wärmepumpe, Solaranlage, Fußbodenheizung,
M_68_R.........................................................................................................................236
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Abbildungsverzeichnis
Abbildung 2-1: Flachdachhäuser im Satellitenbild ........................................................27
Abbildung 2-2: Spezifische Endenergieverbrauchswerte für alle Gebäudetypen
und Standards (je Gebäude); entspricht Tabelle 2-10 ..........................................36
Abbildung 2-3: Umsetzungsraten von Dämmaßnahmen im Wohngebäudebestand
von Hannover ...............................................................................................................37
Abbildung 2-4: Vergleich der beiden Entwicklungstrends für Raumwärme..............42
Abbildung 3-1: Baualtersstruktur öffentliche Gebäude St. Ingbert (Baujahr) ............45
Abbildung 3-2: Heizkostenverteilung auf Gebäudegruppen, Gesamtkosten
729.969€.........................................................................................................................46
Abbildung 3-3: Spezifischer Wärmeverbrauch in kWh/(m²a) nach Gebäudetypen
........................................................................................................................................46
Abbildung 3-4: Vergleich der witterungsbereinigten Wärmeverbräuche 2006 mit
VDI-Richtwert und ages Mittelwert ...........................................................................48
Abbildung 4-1: Geeignete Nahwärmegebiete mit Auswahlkriterien und
Gebietsfläche bzw. Straßenlänge.............................................................................56
Abbildung 4-2: Amortisationszeit für das Gebiet ‚Hasenbühl’ bei einzelner Variation
der Eingangsparameter Investitionskosten, Zinsen, Gas- und Strompreis aus
Kundensicht (Ersatz der Nachtspeicherheizungen durch Gas-Zentralheizung) 67
Abbildung 4-3: Amortisationszeit für die Gebiete ‚Hasenbühl’, ‚Schwammwiesen’
und ‚Dr. Erhardt Str.’ bei einzelner Variation der Eingangsparameter
Investitionskosten, Zinsen, Gas- und Strompreis aus Kundensicht für Gas (Ersatz
der Nachtspeicher durch Gas-Zentral- oder –Einzelheizung)...............................68
Kundensicht (Ersatz der NSH durch Nachwärme) ..................................................69
Abbildung 4-5: Amortisationszeit für die Gebiete Hasenbühl und Schwammwiesen
bei einzelner Variation der Eingangsparameter Investitionskosten, Zinsen, Gasund Strompreis aus Kundensicht (Ersatz der NSH durch Nahwärme)..................70
Abbildung
4-6:
Amortisationszeit
für
die
Gebiete
‚Hasenbühl’
und
‚Schwammwiesen’ bei
einzelner Variation
der
Eingangsparameter
Investitionskosten, Zinsen, Gas- und Strompreis aus Versorgersicht (Ersatz NSH
durch Gas-Zentral- und –Einzelheizungen) ..............................................................71
Abbildung 4-7: Amortisationszeit für das Gebiete Hasenbühl bei einzelner Variation
Versorgersicht (Ersatz NSH durch Nahwärme) ........................................................72
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bei einzelner Variation der Eingangsparameter Investitionskosten, Zinsen, Gasund Strompreis aus Versorgersicht (Ersatz NSH durch Nahwärme konventionell
verlegt) ..........................................................................................................................74
bei einzelner Variation der Eingangsparameter Investitionskosten, Zinsen, Gasund Strompreis aus Versorgersicht (Ersatz der NSH durch Nahwärme bei Hauszu-Haus-Verlegung) .....................................................................................................74
Abbildung 4-10: Abhängigkeit der Amortisationszeit von der Preisrelation Strom/Gas
........................................................................................................................................80
Abbildung 5-1 Mögliche energetische Nutzungswege für landwirtschaftlich
erzeugte Energiepflanzen, Quelle: (KTBL, 2005) ......................................................84
Abbildung 5-2 Baumartenverteilung im Saarland .........................................................85
Abbildung 5-3 Thermisches Potenzial an Waldholz........................................................87
Abbildung 5-4 Thermisches Strohpotenzial......................................................................89
Abbildung 5-5 Biogaspotenzial aus der landwirtschaftlichen Tierhaltung .................91
Abbildung 5-6 Biogaspotenzial aus Silomais (Brach- und Stilllegungsflächen) .........92
Abbildung 5-7 Graspotenzial von Dauergrünland abzgl. des spezifischen
Raufutterbedarfs ..........................................................................................................93
Abbildung 5-8 Ackerflächen im Saarpfalz-Kreis .............................................................95
Abbildung 5-10: Entwicklung der Fläche solarthermischer Anlagen ........................109
Abbildung 5-11: Entwicklung der installierten PV-Leistung, bei Wachstumsraten wie
zwischen 2003 – 2006.................................................................................................110
Abbildung 6-1 Absatzprognose Wärmepumpen durch den BWP /22/....................113
Abbildung 8-1: Spezifische Endenergiebedarfe für Heizung und Warmwasser
(Daten aus Tab. 8-2) ..................................................................................................132
Abbildung 8-2: Jährliche Energiebedarfe und Emissionen für Gebäudegruppe
Reihenhäuser mit Flachdach 1968-1978, Sanierungszustand TREND mit
verschiedenen Heizsystemen (vgl. Tabelle 8-3) ....................................................133
Abbildung 8-3: Jährliche CO2-Emissionen bei verschiedenen Dämmstandards für
Gebäudegruppe Reihenhäuser mit Flachdach 1968-1978, Sanierungszustände
TREND und OPT...........................................................................................................135
Abbildung 8-4: Relative Preisentwicklung der Heizkosten zwischen 1991 – 2007 für
verschiedene Brennstoffe / Systeme (stat. Bundesamt 2008) ............................147
Abbildung 9-1 Endenergiebilanzen 2020 im Vergleich mit 2006 ...............................155
Abbildung 9-2 Primärenergiebilanz des KWK-Szenarios ..............................................155
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Abbildung 9-3 Klimabilanzen der KWK-Szenarien ........................................................157
Abbildung 9-4 Vergleich der Klimabilanzen St. Ingbert 2020 .....................................157
Abbildung 9-5 Klimabilanzen der WP-Szenarien ..........................................................160
Abbildung 9-6 Vergleich der Klimabilanzen St. Ingbert 2020 .....................................160
Abbildung 9-7 Primärenergiebilanzen 2020 des WP-Szenarios ..................................161
Abbildung 10-1 Jahresdauerlinie für das Netzgebiet St. Ingbert auf Basis 2007,
korrigiert um die Erzeugung wärmegeführter KWK-Anlagen entsprechend
deren Potenzial 2020 .................................................................................................166
Abbildung 10-2 Veränderter Netzlastgang durch die Stromeinspeisung
wärmegeführter KWK-Anlagen in 2020 auf Basis des Netzlastgangs 2007 .......167
korrigiert um die Effizienzentwicklung im Haushaltsbereich entsprechend
dessen Potenzial bis 2020..........................................................................................171
Abbildung 10-4 Veränderter Netzlastgang durch Effizienzverbesserung im Bereich
Haushalte bis 2020 auf Basis des Netzlastgangs 2007 ..........................................172
Abbildung 10-5 Gesamteinsparpotenzial von Effizienzmaßnahmen und KWK bis
2020 auf Basis der Jahreslast 2007 ...........................................................................173
Abbildung 10-6 Simulierter Jahresnetzlastgang 2020 unter Berücksichtigung des
Einsparpotenzials in Haushalten und der Einspeisung von wärmegeführten
KWK-Anlagen..............................................................................................................173
Abbildung 12-1: Gebäudetypologie St. Ingbert, (Nomenklatur: EFH = freistehendes
Ein-/Zweifamilienhaus, RH = Reihenhaus, MFH = Mehrfamilienhaus).................178
Abbildung 12-2: Gesamtgasverbrauch in St. Ingbert..................................................179
Abbildung 12-3: Spezifischer Gesamtgasverbrauch pro m² Gebietsfläche ............180
Abbildung 12-4: Spezifischer Gasverbrauch pro Gebäude.......................................181
Abbildung 12-5: Kumulierte Gasanschlusswerte ..........................................................182
Abbildung 12-6: Mittlerer Anschlusswert pro Gebäude ..............................................183
Abbildung 12-7: Stromverbrauch Nachtspeicherheizungen .....................................184
Abbildung 12-8: Endenergiebedarf Wohngebäude in St. Ingbert, ermittelt aus
Gebäudetypologie ...................................................................................................185
Abbildung 12-9: Spezifischer Endenergiebedarf der Wohngebäude ......................186
Abbildung 12-10: Vergleich Wärmeverbräuche 2006 mit VDI-Richtwert und ages
Mittelwert, Gebäudegruppe Schulen ....................................................................191
Mittelwert, Gebäudegruppe Sportheime..............................................................191
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Mittelwert, Gebäudegruppe Verwaltungsgebäude – Feuerwehrgerätehäuser
......................................................................................................................................192
Mittelwert, Gebäudegruppe Wissenschaft, Forschung, Kultur – Soziales, Kinder,
Jugend ........................................................................................................................192
Mittelwert, Gebäudegruppe Bestattungswesen, Kultur- und Mehrzweckhallen,
Betriebshöfe ................................................................................................................193
Abbildung 12-15: Vergleich der Stromverbräuche 2006 mit VDI-Richtwert und ages
Mittelwert.....................................................................................................................194
Mittelwert, Gebäudegruppe Schulen ....................................................................195
Mittelwert, Gebäudegruppe Sportheime..............................................................195
Mittelwert, Gebäudegruppe Verwaltungsgebäude – Feuerwehrgerätehäuser
......................................................................................................................................196
Mittelwert, Gebäudegruppe Wissenschaft, Forschung, Kultur – Soziales, Kinder,
Jugend ........................................................................................................................196
Mittelwert, Gebäudegruppe Bestattungswesen, Kultur- und Mehrzweckhallen,
Betriebshöfe ................................................................................................................197
Abbildung 12-21: Vergleich der Wasserverbräuche 2006 mit VDI-Richtwert und
ages Mittelwert...........................................................................................................198
ages Mittelwert, Gebäudegruppe Schulen ..........................................................199
ages Mittelwert, Gebäudegruppe Sportheime ....................................................199
ages
Mittelwert,
Gebäudegruppe
Verwaltungsgebäude
und
Feuerwehrgerätehäuser ...........................................................................................200
ages Mittelwert, Gebäudegruppe Wissenschaft, Forschung Kultur – Soziales,
Kinder, Jugend ...........................................................................................................200
Seite 13 von 237
ages
Mittelwert,
Gebäudegruppe
Bestattungswesen,
Kulturund
Mehrzweckhallen, Betriebshöfe ..............................................................................201
Abbildung 12-27: Potenzielle Nahwärmecluster in St. Ingbert (für Einteilung siehe
Tabelle 4-4)..................................................................................................................216
Abbildung 12-28: Szenario - umsetzbare Nahwärmecluster bis 2020 .......................237
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1 Einleitung
Im Nachfolgenden werden die einzelnen Schritte der Erstellung des
Energiekonzeptes 2020 für die Stadt St. Ingbert näher erläutert.
Im ersten Schritt wurde der heutige Energiebedarf der Stadt St. Ingbert
nach unterschiedlichen Kriterien erfasst und dargestellt. Hierzu wurde
eine auf St. Ingbert zugeschnittene Gebäudetypologie entwickelt,
welche es ermöglicht, den Energiebedarf unterschiedlicher Gebäudetypen und –baualtersklassen für Wohngebäude zu bestimmen. Aufgrund
eines Abgleichs dieser Energiebedarfswerte mit den realen Verbrauchswerten der Wohnbebauung in St. Ingbert, kann der Energieverbrauch für
verschiedene Gebäudetypen klassifiziert werden. Dadurch ist es möglich,
die Sanierungspotenziale hinsichtlich ihrer energetischen Auswirkungen
für ausgewählte Gebäudetypen und Baualtersklassen zu ermitteln.
Außerdem bildet sie auch eine wichtige Grundlage für die Erstellung des
Wärmeatlas.
Um den zukünftigen Energiebedarf von Industrie- und Gewerbebetrieben
in St. Ingbert erfassen zu können, wurde ein Fragebogen entwickelt, der
von den Stadtwerken an die größeren Industrie- und Gewerbebetriebe
versand wurde. Da der Rücklauf des Fragebogens nur sehr gering war,
musste die Berechnung des Einsparpotenzials in diesem Sektor über
statistische Kennzahlen erfolgen.
Weiterhin wurde der Energiebedarf der öffentlichen Gebäude über
einen Fragebogen erfasst und ausgewertet. Auch hier wurden
Sanierungspotenziale bestimmt, die in die Hochrechnung des künftigen
Energiebedarfs der Stadt mit einfließen.
Nach der Erfassung des Energiebedarfs wird in einem nächsten Schritt
das Potential erneuerbarer Energien in St. Ingbert ermittelt und deren
künftige Rolle für die Wärme- und Stromerzeugung für 2020 abgeschätzt.
Dabei werden die Quellen Biomasse und Solarenergie betrachtet,
Windkraft und Tiefengeothermie spielen mittelfristig eine untergeordnete
Rolle.
Aus den ermittelten Energiebedarfs- und –verbrauchswerten und der
geografischen Verteilung dieser Werte, z.B. für verschiedene
Wohngebiete, werden Kennzahlen berechnet. Aufgrund dieser
Kennzahlen werden räumlich aufgelöste KWK-Potenziale für St. Ingbert
ermittelt. Dieser Wärmepotenzialatlas stellt als Grundlage für zukünftige
Wärmeplanungen einen Meilenstein dar. Durch zahlreiche Wirtschaftlichkeitsabschätzungen wurden die Ansätze auf ihre Realisierbarkeit geprüft.
Seite 15 von 237
Eine genauere Betrachtung wurde für das Nachtspeicherheizungsgebiet
‚In den Schwammwiesen’/’Am Hasenbühl’ vorgenommen. Berechnungen zur Wirtschaftlichkeit eines Nahwärmenetzes in diesem Gebiet
erlauben Rückschlüsse für andere potenzielle Nahwärmegebiete.
Energiecontrolling und Energiemanagement ist ein weiterer zentraler
Baustein zur Ermittlung von Einsparpotenzialen im Bereich öffentlicher
Liegenschaften sowie Gewerbe und Industrie, welcher beispielhaft
aufgezeigt wird.
Welche Alternativen für die Kunden der Stadtwerke heute und in Zukunft
attraktiv sein könnten, wurde an Hand von vier Mustergebäuden
entwickelt, die aus der für St. Ingbert entwickelten Gebäudetypologie
abgeleitet werden konnten. An Hand dieser Gebäude wurden
verschiedene Möglichkeiten zur Gebäudeenergieversorgung betrachtet.
Zum einen werden die endund primärenergetischen Einsparungen
sowie die Auswirkungen auf die CO2-Bilanz dargestellt, zum anderen
aber auch die Kostenseite betrachtet.
Auf der Grundlage dieser sehr umfangreich durchgeführten
Potenzialbetrachtungen konnten nun verschiedene Energieszenarien für
St. Ingbert entwickelt werden, die sich auf das Jahr 2020 beziehen.
Eine Betrachtung der Konsequenzen für das Energie- und
Lastmanagement der Stadtwerke werden hierzu ergänzend dargestellt
und diskutiert.
Kapitel 2 bildet die Basis für die zusammenfassend beschriebenen
Empfehlungen in Kapitel 3.
Seite 16 von 237
2 Energiebedarf des Stadtgebietes
Ausgangslage für die Erstellung des Energiekonzeptes ist der heutige
Energieverbrauch der Stadt St. Ingbert. Dieser Energieverbrauch wurde
wie folgt ermittelt:
durch Auswertung des Gasabsatzes der Stadtwerke St. Ingbert
durch Auswertung des Heizstromabsatzes
(Nachtspeicherheizung und Wärmepumpen) der Stadtwerke St.
Ingbert
• durch Befragung der Schornsteinfegerinnung des Saarlandes
über die Verteilung des Energieträgers Heizöl
Die Auswertung der Informationen ergibt einen jährlichen Energieverbrauch für die Heizwärme (Erdgas, Öl, Nachtspeicherheizungen und
Wärmepumpen) im Wohngebäudebereich von insgesamt rund 420
GWh. Darin sind nicht enthalten die Anzahl der Häuser und Energiemengen, die ihren Heizwärmebedarf mit Koks, Holz und Holzpellets
decken. Hierzu konnten keine Informationen gewonnen werden. Über
die Gebäudetypologie (siehe Abschnitt 2.4) wurde ein Endenergiebedarf von 425 GWh/a ermittelt.
•
•
Auf den Sektor Industrie und Gewerbe entfallen ca. 109 GWh für Wärmeund Warmwasserbereitung. Die Wärmeversorgung der öffentlichen
Gebäude schlägt mit 12 GWh pro Jahr zu Buche.
2.1 Verteilung der Energieträger
Von der IZES gGmbH wurde eine Hauszählung durchgeführt, für die
anhand von Kartenmaterial (Städtebauliches Entwicklungskonzept) die
Anzahl der Gebäude in St. Ingbert pro Straßen, unterteilt nach Mehrfamilien-, Reihen- und freistehenden Einfamilienhäuser ausgezählt wurde.
Über einen korrigierenden Abgleich mit der Anzahl der gasversorgten
Gebäude konnte die Gesamtzahl der Häuser (Wohnhäuser, kleinere
Gewerbebetriebe) in St. Ingbert ermittelt werden, die sich auf insgesamt
12.432 beläuft. Aus den Daten der Stadtwerke ergibt sich die Anzahl der
gasversorgten Gebäude zu 8.879, d.h. 71,4 % der Gebäude in St. Ingbert
sind gasversorgt. Diesen Haushalten steht eine abgegebene Gasmenge
für 2006 von 322 GWh/a (für die Verbrauchergruppen Vollversorgung
und Kleinverbraucher) gegenüber.
Seite 17 von 237
Die Anzahl der Haushalte mit Nachtspeicherheizsystemen beläuft sich
auf 363. In dieser Zahl sind dabei nur diejenigen Gebäude enthalten, die
mindestens 7.000 kWh/a an Heizstrom verbrauchen. Da selbst bei einer
Sanierung auf den in der Energieeinsparverordnung geforderten Neubaustandard für Wohngebäude der Heizwärmebedarf bei ca. 12.000
kWh/a liegt, kann bei geringeren Werten nicht von einer vollständigen
Deckung des Heizwärmebedarfs durch Nachtspeicherheizungen ausgegangen werden. Damit liegt der Anteil der Nachtspeicherheizungen am
Gesamtbestand bei 4,1 %. Der Heizstromverbrauch durch Nachtspeicherheizungen lag 2006 bei 7,3 GWh/a.
Mittels Wärmepumpen wurden 2006 12 Häuser versorgt, was einem
Stromverbrauch von 25,2 MWh/a entspricht.
Die restlichen Häuser werden von Öl-, Kohle- oder Holzheizungen
versorgt. Die Gesamtzahl der Ölheizungen wurde von der Schornsteinfegerinnung mit 3.123 angegeben. Da ein nicht bekannter Teil davon im
Nichtwohngebäudebereich installiert ist, werden für die weiteren
Berechnungen hierfür 3 % angesetzt. Damit liegt die Anzahl der
ölversorgten Wohngebäude bei 3.029.
Die Zahl der Holz- und Kohleheizungen musste auf Grund fehlender
Erfassungsdaten aus der Differenz zwischen der Gesamtanzahl Wohnungen und der Summe aus Gas-, Öl-, Elektroheizungen und Wärmepumpe
gebildet werden und ergibt 147 Häuser, welche mit Holz oder Kohle
beheizt werden.
Darstellungen zur Verteilung der Energieträger, aufgeschlüsselt nach
Sektoren, finden sich in Kapitel 1.
2.2 Darstellungen im GIS (Geoinformationssystem)
Die Daten der Stadtwerke, wie beispielsweise der Gasverbrauch der
einzelnen Versorgungsgruppen, die Ergebnisse der Gebäudetypologie
sowie weitere relevante Daten wurden mittels des Geoinformationssystems ArcGis 9 in verschiedenen Darstellungen visualisiert. Hierdurch
können die verschiedenen Werte den Gebieten in St. Ingbert zugeordnet
werden und somit Versorgungsverteilungen (z.B. Industriekunden, Nachtspeicherheizungen) grafisch dargestellt werden. Diese Darstellungen
wurden verwendet, um verschiedene Datenanalysen durchzuführen und
mögliche Rückschlüsse auf gebietsrelevante Werte zu erhalten. So
konnte zum Beispiel - neben der Darstellung der Energiedichte - der
Anteil der gasversorgten Häuser und die spezifischen Anschlussleistungen
Seite 18 von 237
in den Gebieten dargestellt werden, mit deren Hilfe mögliche
Nahwärmegebiete ggf. lokalisiert werden können.
Das Stadtgebiet und die Randbezirke von St. Ingbert wurden dazu in 89
Gebiete und 9 Straßen unterteilt, wobei eine Darstellung der Stadt, die
die Baualterstruktur in St. Ingbert aufzeigt, als Grundlage der
Gebietseinteilung diente. /10/ Den Gebieten wurden die darin liegenden
Straßen zugeordnet, wobei die Einteilung so gewählt wurde, dass
Randstraßen vollständig innerhalb des Gebiets liegen, d.h. exakt zugeordnet werden können. Bei Straßen, die durch zwei oder mehr Gebiete
führen, wurde eine prozentuale Aufteilung der Werte vorgenommen, je
nach Anteil der Straße im Gebiet. Die Einteilung kann Tabelle 12-5
entnommen werden.
Längere Straßen, die durch mehrere Gebiete führen, werden als einzelne
Straße dargestellt.
Anschließend wurden die Gebiete und Straßen mit Gasverbrauchswerten, aufgeteilt nach Prozessgas, Großkunden, Vollversorgung und
Kleinverbrauch und mit Stromverbrauchswerten für Nachtspeicherheizsysteme belegt. Die Werte sind dabei jeweils Verbrauchsangaben
der Stadtwerke aus dem Jahr 2006. Ergänzt wurden die Angaben im
Sektor Großkunden um die Verbrauchsdaten zweier großer Industriebetriebe, die nicht Kunden der Stadtwerke St. Ingbert sind.
Ferner wurden den Gebieten die Energiebedarfswerte
Gebäudetypologie zugeordnet (Abschnitt 2.4).
aus
der
Nachfolgende Energiemengen, Leistungsdaten und Kennzahlen wurden
in Form von thematischen Karten dargestellt. Alle Karten finden sich im
Anhang B: GIS-Darstellungen.
Aus den Abgabedaten der Stadtwerke:
•
Kumulierter Gasverbrauch [MWh] für alle Verbrauchsgruppen, d.h.
Vollversorgung, Kleinverbrauch, Großverbrauch und Prozessgas
(Abbildung 12-2)
Dieser Wert stellt die gesamten Gasverbräuche in den einzelnen
Gebieten dar. Ein hoher Wert kann dabei auf ein potenzielles
Nahwärmegebiet hinweisen. Datengrundlage bilden die von den
Stadtwerken angegebenen Gasverbrauchsdaten.
•
Spezifischer Gesamtgasverbrauch [kWh/m²] (Abbildung 12-3)
Der Gasverbrauchswert wird auf die Gesamtfläche des Gebiets
bezogen, wodurch eine bessere Einstufung des Gebietes als durch
Seite 19 von 237
die Darstellung lediglich des Gesamtverbrauchs im Gebiet möglich
ist.
•
Spezifischer Gesamtgasverbrauch [kWh/gasversorgtem Gebäude]
(Abbildung 12-4)
Der Verbrauchswert der Stadtwerke im Bezug zur Anzahl der
gasversorgten Häuser. Hohe Werte deuten auf größere Gebäude
bzw. Industriekunden hin.
•
Kumulierter Anschlusswert Gas pro Gebiet [kW] (Abbildung 12-5)
Der Gasanschlusswert aller Gebäude im Gebiet ist aufsummiert.
Diese Information wird zur überschlägigen Ermittlung der
benötigten Leistung einer KWK-Anlage im Gebiet verwendet.
•
Mittlerer Gasanschlusswert pro Gebäude [kW] (Abbildung 12-6)
Der aufsummierte Gasanschlusswert im Gebiet wird auf die Anzahl
der Gasanschlüsse bezogen. Ein hoher mittlerer Anschlusswert
deutet auf Großabnehmer, z.B. Industrie oder große Wohnblocks,
hin. Dies ist für die Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen relevant, da
der spezifische Anschlusswert in kWh pro m Rohrlänge dort hoch ist.
•
Kumulierter
Stromverbrauch
(Abbildung 12-7)
Nachtspeicherheizung
[MWh]
Über diese Karte konnten die Gebiete mit hohem Nachtspeicherstromverbrauch identifiziert werden. Es zeigte sich, dass noch über
das gesamte Stadtgebiet hinweg Nachtspeicherheizungen eingesetzt werden. Diese Haushalte stellen potenzielle Neukunden für
die Stadtwerke dar.
Die Ergebnisse der Gebäudetypologie wurden in zwei weiteren
Darstellungen visualisiert:
•
Kumulierter Endenergiebedarf pro Gebiet [MWh] (Abbildung 12-8)
Der Bedarf pro Gebiet stellt den Endenergiebedarf für Wärme und
Warmwasser dar. Hier fließt der über die Gebäudetypologie
ermittelte Ist-Zustand der Wohngebäude ein, sowie die Gesamtzahl der Wohngebäude in jedem Gebiet, die aus der Gebäudezählung ermittelt wurde. Erfasst ist hier der Bedarf der Wohngebäude.
Seite 20 von 237
•
Spezifischer Endenergiebedarf [kWh/m²] (Abbildung 12-9)
Die Darstellung des spezifischen Bedarfs von Heizwärme und
Warmwasser in einem Gebiet ermöglicht eine bessere
Vergleichbarkeit der Gebiete.
Diese Karten werden zur Identifikation möglicher Gebiete für KraftWärme-Kopplung genutzt, siehe hierzu Kapitel 4.
2.3 Fragebogen Industrie und Gewerbe
Zur Ermittlung des Energiebedarfs im Industrie- und Gewerbebereich,
sowie zur Aufdeckung von Optimierungspotenzialen in diesem Sektor
wurde ein Fragebogen entwickelt. Dieser Fragebogen, der an 140
Industrie- sowie größere Gewerbebetriebe in St. Ingbert versandt wurde,
ergab trotz der Bemühungen der Stadtwerke nur einen geringen
Rücklauf von rund 6 %. Spezifische Kundendaten konnten von den
Stadtwerken aus datenschutzrechtlichen Gründen nicht weitergegeben
werden. Durch diesen Umstand sind die Möglichkeiten der Auswertung
leider eingeschränkt. Daher wird im Folgenden (Kapitel 4.3, 5.3.2 und 7.2)
vorwiegend mit Hochrechnungen, statistischen Daten und Kennwerten
gearbeitet. Erfreulich ist jedoch, dass diejenigen Betriebe, die den
Fragebogen zurückgesandt haben, nahezu alle an Maßnahmen zur
Energieeffizienz und Energieberatung interessiert sind.
Im Fragebogen wurden Angaben zum Heizwärme-, Strom- und
Wasserverbrauch, Informationen über einen eventuellen Prozesswärmeeinsatz, zu Klima- und Lüftungsanlagen sowie den zur Verfügung
stehenden Dachflächen abgefragt.
Die Fragebögen, die ausgewertet werden konnten,
Informationen, die im Folgenden kurz dargestellt werden.
liefern
die
Ausgewertet wurden fünf Dienstleistungsunternehmen, zwei Produktionsbetriebe, eine Klinik und ein Entsorgungsbetrieb. Zwei der Betriebe setzen
für die Gebäudebeheizung und Warmwasserbereitstellung Ölkessel ein,
die restlichen werden mit Gas beheizt. Der Gasverbrauch der neun
Betriebe liegt bei insgesamt ~6.400 MWh/a, der Ölverbrauch bei 430
MWh/a, d.h. 7 % der Wärmeenergie wird mit Öl erzeugt. Die Summe aus
spezifischem Heizenergie- und Warmwasserverbrauch liegt zwischen 128
– 260 kWh/m². Dieser Wert schwankt je nach Branche und liegt im
produzierenden Gewerbe beispielsweise aufgrund von Abwärme der
Maschinen niedriger als im Dienstleistungsbereich. In den meisten
Betrieben besteht hier noch Optimierungsbedarf.
Seite 21 von 237
Der Stromverbrauch liegt zwischen 93 MWh und 1,5 GWh, der spezifische
Wert bei rund 60 bis 550 kWh/(m²a). Der Wert ist wiederum branchenabhängig. In drei der Betriebe erfolgt die Warmwasserbreitung elektrisch.
In zwei Betrieben kommt aufgrund von hohen Heizenergie-, Warmwasserund Stromverbräuchen der Betrieb eines BHKWs in Frage. Die Bäderbetriebsgesellschaft der Stadtwerke setzt im Schwimmbad „das blau“
bereits ein BHKW ein.
Vier Betriebe haben eine Lüftungsanlage installiert, drei davon betreiben
diese kontinuierlich. Hier besteht evtl. Optimierungspotenzial.
Die gesamte Dachfläche der Betriebe, die für den Ausbau erneuerbarer
Energien durch die Belegung mit Solarmodulen genutzt werden könnte,
beläuft sich auf 9.700 m², wobei 3.500 m² hiervon, rund 1/3, von den
Betrieben zur Verfügung gestellt werden könnten, vorausgesetzt, dass die
technischen Bedingungen dies zulassen (Statik) und entsprechende
Gestattungsverträge mit den Stadtwerken oder anderen Akteuren
abgeschlossen werden können. Es wäre ggf. vorteilhaft, die prinzipielle
Eignung der angesprochenen Dächer (aus statischer Sicht) zu überprüfen.
2.4 Entwicklung der Gebäudetypologie für St. Ingbert
Im folgenden Abschnitt wird die Entwicklung der Gebäudetypologie
beschrieben, mit dem Gasverbrauch in St. Ingbert abgeglichen und
dadurch verifiziert. Im Anschluss können die möglichen Entwicklungen
des Energieverbrauchs in St. Ingbert daraus abgeleitet werden.
Für eine Gebäudetypologie wird der Wohngebäudebestand einer
Kommune oder Region nach Baualtersklassen einerseits und nach
Oberflächen/Volumen-Verhältnis (A/V-Verhältnis) andererseits untergliedert. Das A/V-Verhältnis korreliert direkt mit der Anzahl der
Wohnungen pro Gebäude. Nennenswerte Unterschiede im A/V-Verhältnis treten zwischen freistehenden Einfamilienhäusern, Reihenhäusern und
Mehrfamilienhäusern auf. Hieraus entsteht dann eine idealtypische
Matrix von Gebäudetypen nach Baualtersklassen und A/V-Verhältnis, die
bei Bedarf durch Sondertypen wie z.B. Flachdachgebäude ergänzt
werden kann.
Da die Masse des Wärmeverbrauchs im Bereich der privaten Haushalte
liegt, wurde das Fachbüro Siepe-Energieberatung in Hannover mit der
Erstellung einer Gebäudetypologie beauftragt, deren Ergebnisse für die
Seite 22 von 237
Entwicklung eines „Wärmeatlas“ dienen sollen. Hierzu wurden folgende
Arbeitsschritte durchgeführt:
•
Auswertung der Gebäude- und Wohnungszählung 1987 sowie der
Fortschreibungen
•
Erhebung von baukonstruktiven Details typischer Gebäude in St.
Ingbert und Erstellung einer Gebäudetypologie
•
Verortung der Gebäudetypen im Stadtgebiet
•
Erstellung von Energiebilanzen für die Gebäudetypen im historischen
Zustand und unter Berücksichtigung nachträglich durchgeführter
Energiesparmaßnahmen
•
Abgleich der rechnerischen Bilanzen mit den Heizgasabgabedaten
der Stadtwerke
2.4.1 Auswertung der Gebäude- und Wohnungszählung 1987
sowie der Fortschreibungen
Die Ergebnisse der Gebäude- und Wohnungszählung von 1987 (GWZ 87)
wurden vom Landesamt für zentrale Dienste in Saarbrücken bezogen.
Die Fortschreibungen seit 1989 wurden von der Stadtverwaltung St.
Ingbert zur Verfügung gestellt. Die Daten wurden entsprechend den
Anforderungen der Gebäudetypologie ausgewertet.
Seite 23 von 237
Baualterklasse
- 1918
1919 - 1948
1949 - 1957
1958 - 1968
1969 - 1978
1979 - 1987
1988 - 1995
1996 - 2007
Summe
Anteil
EZFH
2.040
1.720
2.083
1.921
1.454
808
565
419
11.009
92%
MFH 3-6
127
107
130
120
91
48
79
90
793
7%
MFH >6
26
22
26
24
18
10
16
18
161
1%
Summe
2.193
1.849
2.240
2.065
1.563
866
660
527
11.963
100%
Anteil
18%
15%
19%
17%
13%
7%
6%
4%
100%
Nomenklatur:
EZFH = freistehendes Ein-/Zweifamilienhaus,
MFH 3-6 = Mehrfamilienhaus mit 3 - 6 Wohnungen
MFH <6 = Mehrfamilienhaus mit 7 und mehr Wohnungen
Tabelle 2-1: Auswertung der GWZ 87 und der Fortschreibungen nach
Wohngebäuden (Gebäudeanzahl)
In der Gebäude- und Wohnungsstatistik werden Einfamilien- und
Zweifamilienhäuser getrennt erfasst. Allerdings ist bekannt, dass gerade
in der Nachkriegszeit Einfamilienhäuser mit Einliegerwohnungen steuerlich gefördert wurden. Später wurde diese Wohnung dann dem übrigen
Gebäude zugeschlagen, so dass man von „unechten“ Zweifamilienhäusern spricht. Aus diesem Grund wurden die Ein- und Zweifamilienhäuser vereinfachend zu einem Gebäudetyp zusammengefasst.
Aus der Tabelle 2-1 geht hervor, dass rund 1/3 des Gebäudebestandes
aus der Vorkriegszeit stammt, d.h. es handelt sich hier um Gebäude,
deren Außenfassade ggf. ornamentiert und damit schützenswert ist, was
das zukünftige Einsparpotenzial an den Außenwänden einschränkt. Ca.
die Hälfte aller Gebäude stammt aus der Nachkriegszeit bis zum Erlass
der I. Wärmeschutzverordnung 1977 (I. WSV 77), einer Epoche, in der
lediglich die Mindestanforderungen an den baulichen Wärmeschutz
nach DIN 4108 eingehalten werden mussten. Lediglich etwa 1/6 aller
Gebäude wurde danach erbaut und unterliegt damit einem mäßig
verbesserten Wärmeschutz. Der Wärmebedarf des Wohngebäudebestandes wird somit überwiegend von (im Hinblick auf den Wärmeschutz)
unzureichenden Gebäuden geprägt.
Darüber hinaus wird aus Tabelle 2-1 klar, dass die Masse des
Wohngebäudebestandes Ein-/Zweifamilienhäuser sind. Die Mehrfamilienhäuser treten demgegenüber in den Hintergrund, wobei bei letzteren die
Seite 24 von 237
kleineren MFH mit 3 – 6 Wohnungen deutlich überwiegen. Dies ist typisch
für eine Stadt von der Größe St. Ingberts mit knapp 40.000 Einwohnern.
Aus den Angaben zur Wohnfläche ließen sich die spezifischen
Wohnflächen pro Gebäude in Abhängigkeit von der Baualtersklasse
ermitteln.
Baualterklasse
- 1918
1919 - 48
1949 - 57
1958 - 68
1969 - 78
1979 - 87
1988 - 95
1996 - 2007
EZFH
132
132
132
132
132
131
169
189
MFH
369
369
369
369
369
369
492
338
Tabelle 2-2: Spezifische Wohnfläche pro Gebäude
Da in der GWZ 87 für die EZFH und MFH nur eine summarische
Wohnfläche angegeben war, ließen sich die Unterschiede in den
einzelnen Baualtersklassen nicht näher differenzieren.
2.4.2 Erhebung von baukonstruktiven Details typischer
Gebäude und Erstellung einer Gebäudetypologie
Auf Vermittlung der Stadtverwaltung wurden fünf Architekten und
Statiker zu typischen Baukonstruktionen von Gebäuden befragt, die bis
zum Erlass der I. WSV 1977 erstellt worden sind. Für den Gebäudebestand
nach 1977 wurden die jeweiligen gesetzlichen Anforderungen angesetzt.
Tabelle 12-1 (im Anhang) zeigt das Ergebnis der Befragung und die
gesetzlichen Anforderungen für alle Baualtersklassen und Bauteile.
Die Ergebnisse der Gebäude- und Wohnungsstatistik und der Befragung
wurden durch Befahrung des Stadtgebietes verifiziert, typische Gebäude
wurden fotografisch dokumentiert.
Die Stadt St. Ingbert hat ein Städtebauliches Entwicklungskonzept1
erstellen lassen, in dem auch die Wohngebäude nach Baualtersklassen
1
http://www.st-ingbert.de/28_3425.htm
Seite 25 von 237
flächig dargestellt sind. Die dort aufgeführten Baualtersklassen korrelieren
nicht immer direkt mit der Gebäude- und Wohnungszählung. Die Daten
wurden daher zunächst wie in Tabelle 12-2, im Anhang dargestellt,
abgeglichen.
Seite 26 von 237
2.4.3 Verortung der Gebäudetypen im Stadtgebiet
In dem o. a. Städtebaulichen Entwicklungskonzept sind alle Straßenzüge mit einer
Baualterskartierung versehen, so dass eine räumliche Zuordnung von Straßenzügen
oder Teilen davon zu bestimmten Baualtersklassen möglich ist. Die Zuordnung von
EFH, RH und MFH erfolgte durch IZES anhand von Karten beim Bauamt in St.
Ingbert. Auf diesen Karten sind einerseits die einzelnen Gebäude und andererseits
die Grundstücksgrenzen eingetragen, so dass sich hierüber Reihenhausreihen (auf
mehreren Grundstücken) von Mehrfamilienhäusern (auf einem Grundstück)
unterscheiden ließen. Flachdachgebäude erkennt man aus Satellitenbildern i. d. R.
an der grauen Dachfarbe im Gegensatz zu roten Ziegeldächern bzw. Satteldächer
am First (Mitte rechts und unten links).
Abbildung 2-1: Flachdachhäuser im Satellitenbild
Der Anteil der Flachdachgebäude lag nach diesen Auswertungen in den
entsprechenden Baualtersklassen bei EFH und RH bei 4 % und bei MFH bei 15 %.
Seite 27 von 237
Tabelle 2-3: Endgültige Zuordnung der Gebäudeanzahlen zu Gebäudetypen
2.4.4 Erstellung der Energiebilanzen für den Ist-Zustand
Für jeden Gebäudetyp wurde eine Energiebilanz, der so genannte historische
Standard des Gebäudes, erstellt. Der historische Standard spiegelt den
Energiebedarf wider, den das Gebäude in dem Zustand, in dem es ursprünglich
erstellt wurde, aufweist.
Da der historische Zustand nicht den heutigen Ist-Zustand wiedergibt, da an vielen
älteren Gebäuden zwischenzeitlich Sanierungsmaßnahmen durchgeführt wurden,
durch die der Energiebedarf der Gebäude gesunken ist, wird ein TREND-Szenario
gebildet.
•
HIST = historischer Standard, so wie das Gebäude ursprünglich erstellt worden ist
•
TREND = Berücksichtigung der nachträglich durchgeführten Energiesparmaßnahmen (Dämmung, Isolierverglasung und Heizungserneuerung), wie dies seit
den 70er Jahren bis 2008 erfolgt ist; Ansatzpunkte hierzu wurden aus einer zurzeit
in Hannover laufenden repräsentativen Stichprobenerhebung unter Wohngebäudebesitzern abgeleitet
Aus dem HIST und der TREND-Entwicklung wird der heutige Energiebedarf
berechnet, wobei die Sanierungsquoten der „Wärmebedarfsstudie Hannover“ 2
Auftraggeber: proKlima (Förderfonds der Region Hannover) und enercity Netzgesellschaft (=
Stadtwerke Hannover), Auftragnehmer: Institut für Entwerfen und Konstruieren an der Leibniz
2
Seite 28 von 237
angesetzt werden. Im Februar 2008 wurde in Hannover eine repräsentative
Stichprobenerhebung über nachträgliche durchgeführte Energiesparmaßnahmen
im Gebäudebestand durchgeführt. Zum Zeitpunkt der Bearbeitung der
Gebäudetypologie St. Ingbert lag eine erste belastbare (wenn auch noch nicht
endgültige) Auswertung von 1.003 Fragebögen vor (entsprechend rd. 1,6% des
gesamten Wohngebäudebestandes). Danach wurden im Gebäudebestand,
erbaut vor 1977 (d.h. vor der I. WSV), folgende Maßnahmen durchgeführt.
Bauteil
Fenster
Dach
Wand
Kellerdecke
Anteil [% ]
95,6%
56,1%
33,3%
13,8%
Tabelle 2-4: Nachträglich durchgeführte Sanierungs-/Dämmmaßnahmen im
Wohngebäudebestand von Hannover, vorläufige Zahlen
Das bedeutet, dass
•
fast alle entsprechenden Gebäude inzwischen eine neue Verglasung mit 2Scheiben-Isolierverglasung haben,
•
gut die Hälfte aller Dächer und Dachböden nachträglich gedämmt worden
sind,
•
rd. 1/3 aller Außenwände mit einer Außen- oder Innendämmung versehen
worden sind,
•
lediglich 14% der Kellerdecken nachträglich gedämmt wurden.
Für die Berechnungen wurde als durchschnittliche Raumtemperatur 18°C
angesetzt, um die Tatsache zu berücksichtigen, dass nicht jeder Raum immer
beheizt ist.
Die Energiebilanzen wurden mit dem Programm „Energieberater Plus“ Version 6.2.4
der Fa. Hottgenroth erstellt. Die Berechnung basiert auf den Standardwerten, die
bei einer EnEV-Berechnung angesetzt werden und erfolgte auf der Grundlage der
DIN 4108 und DIN 4701. Die Außenwanddämmung wurde entsprechend den
Universität Hannover; Laufzeit September 2008 bis Dezember 2008; die hier genannten Daten sind
nicht zur Veröffentlichung geeignet, da vorläufig!
Seite 29 von 237
typologischen Gegebenheiten angesetzt: Innendämmung bei der Vorkriegsbebauung und WDV-System bei der Nachkriegsbebauung. Die folgenden
Tabellen zeigen die Ergebnisse für die einzelnen Gebäudetypen im Überblick. In
der ersten Tabelle ist der Energiebedarf pro Gebäude, in der zweiten Tabelle der
Gesamtbedarf aller Gebäude des jeweiligen Gebäudetyps dargestellt.
Gebäudetyp
E_18
E_48
E_68_S
E_68_F
E_78_S
E_78_F
E_95
E_07
R_18
R_48
R_68_S
R_68_F
R_78_S
R_78_F
R_95
R_07
M_18
M_48
M_68_S
M_68_F
M_78_S
M_78_F
M_95
M_07
HIST [kWh/a]
TREND [kWh/a]
IST [kWh/a]
55.636
57.457
42.486
43.093
35.506
40.665
26.503
22.760
42.688
45.116
31.055
31.156
28.324
29.639
20.939
20.636
112.891
117.949
92.457
88.108
79.914
68.180
60.391
37.327
24.278
25.694
19.624
23.671
19.624
23.165
26.503
22.760
19.624
21.850
16.286
17.804
15.983
17.702
20.939
20.636
52.703
56.142
45.521
48.353
44.812
37.934
60.391
37.327
40.424
42.209
30.657
33.928
27.293
32.100
26.503
22.760
30.151
33.127
22.521
23.817
21.071
23.154
20.939
20.636
83.095
86.469
66.459
66.085
60.397
49.064
60.391
37.327
Dämmstandards (pro Gebäude)
Seite 30 von 237
Gebäudetyp
E_18
E_48
E_68_S
E_68_F
E_78_S
E_78_F
E_95
E_07
R_18
R_48
R_68_S
R_68_F
R_78_S
R_78_F
R_95
R_07
M_18
M_48
M_68_S
M_68_F
M_78_S
M_78_F
M_95
M_07
Summe
Anzahl
410
693
1.599
69
651
28
641
322
1.630
1.027
2.240
96
743
32
732
97
153
129
256
45
93
16
153
108
11.963
HIST [MWh/a]
22.814
39.804
67.950
2.954
23.120
1.135
17.001
7.332
69.563
46.330
69.563
2.991
21.038
943
15.321
1.997
17.316
15.254
23.664
3.980
7.426
1.118
9.230
4.031
491.876
TREND [MWh/a]
9.955
17.800
31.386
1.622
12.779
646
17.001
7.332
31.979
22.438
36.481
1.709
11.872
564
15.321
1.997
8.084
7.261
11.651
2.184
4.164
622
9.230
4.031
268.109
IST [MWh/a]
16.100
28.401
47.622
2.259
17.262
870
16.512
7.121
47.722
33.042
48.997
2.221
15.201
716
14.881
1.940
12.380
10.862
16.521
2.899
5.451
781
8.965
3.915
362.642
Tabelle 2-6: Gesamt-Endenergieverbräuche für St. Ingbert inkl. Warmwasser für alle
Gebäudetypen und Dämmstandards (für alle Gebäude)
2.4.5 Abgleich der rechnerischen Bilanzen mit den Abgabedaten der
Stadtwerke
Von Seiten der IZES gGmbH sind Abgabedaten der Stadtwerke St. Ingbert zu
gasversorgten Wohngebäuden ausgewertet worden. Danach betrug der Gasabsatz in allen Wohngebäuden rd. 256 GWh. Dieser Wert wurde von Ho auf Hu
umgerechnet und mit dem Klimakorrekturfaktor witterungsbereinigt. Daraus ergibt
sich eine Gasabgabe von 252,6 GWh für 2007.
Diese Werte wurden auf den entsprechenden Gebäudebestand von St. Ingbert
übertragen.
Nach der Auswertung des IZES liegt die Gasanschlussquote für alle Gebäude bei
71,9%. Nach Auswertungen von Mikrozensusdaten, die das IZES zur Verfügung
stellte, liegt der Anteil der Gebäude, die mit einer Gasheizung versorgt sind und
gleichzeitig die Warmwasserbereitung ebenfalls über Gas machen, bei 84,3%. Mit
diesen Ausgangsdaten konnte der rechnerische Heizenergieverbrauch der GeSeite 31 von 237
bäudetypologie – einschließlich nachträglich durchgeführter Dämmmaßnahmen mit der Gasabgabe der Stadtwerke verglichen werden. Es ergab sich eine
geringfügige Abweichung von 3 %, d.h. der rechnerische Verbrauch lag 3% über
der Gasabgabe. Entscheidende weiche Faktoren in den Energiebilanzen sind
immer die angenommenen Luftwechselzahlen und die durchschnittliche Raumtemperatur. Die Zahlen wurden anschließend über eine Senkung der Raumtemperatur von ursprünglich angenommenen 18°C auf 17,6°C nach unten
korrigiert. Die endgültigen Berechnungen zeigt die folgende Tabelle.
IST [MWh/a]
Abzug WW [MWh/a]
IST ./. WW [MWh/a]
Gasabgabe Hu [MWh/a]
Verbrauch
aller Gebäude
[MWh/a]
362.642
Verbrauch
gasversorgter
Gebäude
[MWh/a]
260.847
-8.261
252.586
252.593
Tabelle 2-7: Abgleich des rechnerischen
Gasabgabe an Wohngebäude in St. Ingbert
Endenergieverbrauchs
mit
der
(Rechengang: Zeile IST = Endenergieverbrauch für Heizung und Warmwasser aller
Wohngebäude in St. Ingbert, skaliert auf eine Raumtemperatur von 17,6°C;
umgerechnet auf den Gasversorgungsgrad der Stadtwerke; Abzug von 15,7% für
Wohngebäude, die eine Gasheizung, aber keine Warmwasserbereitung über Gas
haben.)
Es zeigt sich, dass die Übertragung der (vorläufigen) Ergebnisse der Befragung in
Hannover auf St. Ingbert fast zielgenau zu den Gasabgabedaten der Stadtwerke
führen und somit als belastbar einzustufen sind.
Ferner wird eine weitere Plausibilitätsprüfung durch einen Vergleich eines Typgebäudes aus der Gebäudetypologie mit einem konkreten in St. Ingbert vorliegenden Gebäude vorgenommen. Für den Vergleich wird ein Gebäude herangezogen, welches besichtigt wurde.
Der Vor-Ort-Termin fand im Gebiet ‚Nr. 87’, welchem die Straßen ‚In den
Schwammwiesen’,
‚Am
Hasenbühl’
(weiterhin
‚Dr.-Erhardt-Str.’
und
‚Schneidmühlweg’) zugerechnet werden, statt. Aus Gebäudeplänen konnte die
Grundfläche des Gebäudes ermittelt werden. Da es sich um eine Reihenhaussiedlung handelt, trifft die ermittelte Grundfläche auf alle Gebäude des
Straßenzugs zu. Daher kann aus den Gasverbrauchswerten der Stadtwerke ein
Durchschnittswert für diese Gebäude ermittelt werden, und diese Werte mit dem
Ist-Zustand des übereinstimmenden Gebäudetyps der Typologie (R_78_F)
verglichen werden.
Seite 32 von 237
Folgende Vorgehensweise wurde gewählt:
•
•
•
•
•
Durchschnittlicher Verbrauch pro baugleichem Haus ‚In den Schwammwiesen’ wird bestimmt
Nutzfläche wird aus Plänen bestimmt
Spezifischer Verbrauch in kWh/m² wird berechnet
Spezifischer Bedarf für Ist-Zustand der Gebäudetypologie wird bestimmt
Vergleich der spezifischen Werte (IST vs. berechnet)
Berechnete Werte
nach
Gebäudetypologie
IST-Werte
2006
Endenergie [kWh/a]
23.154
16.668
Nutzfläche [m²]
132
103
Spezifischer
Bedarf/Verbrauch
[kWh/(m²a)]
175
162
Tabelle 2-8: Abgleich Realverbrauch mit Gebäudetypologie
Die Diskrepanz zwischen realem Verbrauchswert und dem über die Gebäudetypologie bestimmten Bedarf liegt bei ~8 %.
Sowohl der Vergleich des Gesamtverbrauchs, als auch der Vergleich mit einem
einzelnen Typgebäude ergibt nur geringe Abweichungen von 3 - 8% von den
Werten der Gebäudetypologie, wodurch die getroffenen Ansätze sinnvoll
erscheinen.
Die für St. Ingbert entwickelte Gebäudetypologie wird als Grundlage zur
Berechnung des heutigen Energieverbrauchs einerseits sowie für die Entwicklung
des Energieverbrauchs im Wohngebäudebereich bis 2020 andererseits verwendet.
Auf die Entwicklung wird im folgenden Abschnitt eingegangen.
2.4.6 Entwicklung des Wärmebedarfs bis 2020
Um die Entwicklung des Wärmebedarfs abschätzen zu können, werden zwei
Sanierungsstandards - EnEV und OPT - eingeführt:
•
EnEV = energetische Sanierung entsprechend den Anforderungen der EnEV
2007, wie zurzeit für den Neubau vorgeschrieben.
Seite 33 von 237
•
OPT = optimierter Standard, der die bautechnischen Grenzen bei der
energetischen Sanierung weiter ausnutzt. Der Heizwärmebedarf des Gebäudes
liegt dabei um 30 % unter dem EnEV-Neubauniveau.
Beim OPT-Standard wurde unterstellt, dass sich aufgrund von verbesserten Fenstern
auch die Lüftungsverluste verringern. Die folgende Tabelle zeigt die jeweiligen
Luftwechselzahlen, Dämmstoffstärken bzw. U-Werte und Heizungstechnologien.
Tabelle 2-9: Dämmstärken bzw. U-Werte nach Sanierung (im TREND, EnEV und OPTStandard)
Mit Hilfe von abgeschätzten Sanierungsraten wird aus EnEV und OPT-Standard der
Energiebedarf im Wohngebäudebereich für St. Ingbert für 2020 ermittelt. Dabei
werden zwei Potenzialabschätzungen vorgenommen, bei denen zum einen mit
Sanierungen auf EnEV-Niveau, zum anderen auf den so genannten OPT-Standard
kalkuliert wurde.
In nachstehender Tabelle sind die Endenergiebedarfe, die sich für die unterschiedlichen Gebäudetypen in St. Ingbert je nach Sanierungszustand ergeben,
zusammenfassend dargestellt.
Seite 34 von 237
Gebäudetyp
E_18
E_48
E_68_S
E_68_F
E_78_S
E_78_F
E_95
E_07
R_18
R_48
R_68_S
R_68_F
R_78_S
R_78_F
R_95
R_07
M_18
M_48
M_68_S
M_68_F
M_78_S
M_78_F
M_95
M_07
HIST
[kWh/a]
55.636
57.457
42.486
43.093
35.506
40.665
26.503
22.760
42.688
45.116
31.055
31.156
28.324
29.639
20.939
20.636
112.891
117.949
92.457
88.108
79.914
68.180
60.391
37.327
TREND
[kWh/a]
24.278
25.694
19.624
23.671
19.624
23.165
26.503
22.760
19.624
21.850
16.286
17.804
15.983
17.702
20.939
20.636
52.703
56.142
45.521
48.353
44.812
37.934
60.391
37.327
EnEV
[kWh/a]
17.500
17.702
15.780
17.804
15.780
17.804
17.298
22.760
14.769
15.578
12.543
13.353
12.746
13.656
13.555
20.636
37.731
39.047
35.506
36.315
35.203
27.413
39.047
37.327
OPT
[kWh/a]
13.757
14.465
11.633
14.162
11.532
13.757
14.263
22.760
11.633
12.442
9.003
10.318
9.205
11.228
10.217
20.636
29.335
30.145
25.390
25.795
28.526
19.422
28.931
37.327
Dämmstandards (Zahlen je Gebäude)
Das folgende Diagramm zeigt die Ergebnisse bezogen auf den spezifischen
Endenergieverbrauch im Überblick.
Seite 35 von 237
St. Ingbert
Gebäudetypologie
spez. Endenergiebedarf
spez. Endenergiebedarf
[kWh/(m²*a)]
450
400
350
300
250
OPT
[kWh/a]
200
150
EnEV
[kWh/a]
100
TREND
[kWh/a]
50
M
_1
8
M
_4
M 8
_6
8_
S
M
_6
8_
M F
_7
8_
M S
_7
8_
F
M
_9
5
M
_0
7
_1
8
_4
8
_6
8_
S
R
_6
8_
F
R
_7
8_
S
R
_7
8_
F
R
_9
5
R
_0
7
R
R
R
E_
18
E_
48
E_
68
_S
E_
68
_
E_ F
78
_S
E_
78
_F
E_
95
E_
07
0
HIST
[kWh/a]
Baualtersklasse
Abbildung 2-2: Spezifische Endenergieverbrauchswerte für alle Gebäudetypen
und Standards (je Gebäude); entspricht Tabelle 2-10
Es ist deutlich erkennbar, dass mit abnehmendem Alter der spezifische Verbrauch
(= Heizenergieverbrauch inkl. Warmwasser) sinkt, bedingt durch die mit der Zeit
besser werdenden Baukonstruktionen. Parallel wird deutlich, dass selbst der OPTStandard gegenüber dem EnEV-Standard Verbesserungen bewirkt. Hiermit ist quasi
eine zukünftige Verschärfung der EnEV vorweggenommen. Lediglich bei
Gebäuden, die zwischen 1996 und 2007 errichtet wurden (Gebäudetyp x_07), sind
auch im OPT-Szenario keine Verbesserungen vorgesehen, da alle Bauteile so gut
gedämmt sind, dass sich auf mittlere Perspektive (d.h. bis 2020) keine nachträglichen Dämmmaßnahmen rechnen und auch keine Erneuerungen notwendig sind,
da die Lebensdauer von Bauteilen 30 – 50 Jahre beträgt.
Das zukünftige Einsparpotenzial im Raumwärmebereich ist von drei Parametern
abhängig:
•
Den bislang durchgeführten Energiesparmaßnahmen (an diesen Bauteilen
werden in absehbarer Zeit keine Maßnahmen mehr durchgeführt, unabhängig
davon, wie (in)effizient die Maßnahme durchgeführt wurde),
•
Den bisherigen und damit zukünftigen Umsetzungsraten von Maßnahmen (x %
der Gebäudebesitzer erneuern jährlich Bauteil y),
Seite 36 von 237
•
Der jeweiligen Dämmstoffstärke bzw. Verglasungsart, zum einen abhängig von
den gesetzlichen Anforderungen, zum anderen von den üblichen Trends, da
die gesetzlichen Anforderungen oft nur ein Mindestmaß darstellen, das in der
Praxis auch überschritten werden kann.
Die folgende Abbildung zeigt die Auswertung der jährlichen Umsetzungsquote von
nachträglichen Dämmmaßnahmen in Hannover in der zeitlichen Entwicklung.
Umsetzungsraten von Energiesparmaßnahmen im
Wohngebäudebestand von Hannover
3,5%
Umsetzung in % p.a.
3,0%
2,5%
Neue Verglasung
2,0%
Wand
Dach
Kellerdecke
1,5%
1,0%
0,5%
0,0%
1981-85
1986-90
1991-95
1996-00
2001-05
seit 2006
Jahrfünft
Abbildung 2-3: Umsetzungsraten von Dämmaßnahmen im Wohngebäudebestand
von Hannover
Danach ergibt sich über die Jahre eine überwiegend zunächst leicht steigende
Umsetzungsrate pro Jahr, die ab 2000 und erst recht ab 2005 infolge von
Energiepreissteigerungen deutlich zunimmt. Angesichts steigernder Energiepreise
ist davon auszugehen, dass dieser Trend zumindest anhält, sich möglicherweise
aber noch verstärkt. Vor diesem Hintergrund wurden für den Zeitraum bis 2020 zwei
Entwicklungstrends abgeschätzt:
Die EnEV-Entwicklung unterstellt eine Umsetzungsrate wie zurzeit und eine
Umsetzungsqualität (= Dämmstoffstärke / Verglasungsart) wie von der EnEV 2007
gefordert als untere Grenze der Entwicklung. Dies führt zu folgenden Annahmen:
Seite 37 von 237
Bauteil
Fenster
Dach
Wand
Keller
Umsetzungsrate
IST
[% p.a.]
3,0%
2,8%
2,1%
1,0%
Anteil 2020
HIST
[% ]
0,0%
10,4%
40,9%
73,6%
Anteil 2020
TREND
[% ]
64,1%
56,1%
33,3%
13,8%
Anteil 2020
EnEV
[% ]
35,9%
33,5%
25,7%
12,6%
bei angegebenen Umsetzungsraten, Annahmen für die EnEV-Entwicklung
Das bedeutet, beispielsweise auf die Fenster bezogen, dass bei einer
Umsetzungsrate von 3,0 % p.a. im Jahre 2020 kein Gebäude mehr im HIST-Zustand
ist, d.h. Einfachverglasung hat, 64% der Gebäude Isolierverglasung haben (TRENDStandard) und 36% Wärmeschutzverglasung haben (EnEV-Standard).
Die OPT-Entwicklung setzt eine Verdoppelung der Umsetzungsrate an allen
Bauteilen außer den Fenstern voraus (vor dem Hintergrund ständig steigender
Energiepreise, eines wachsenden Umweltbewusstseins und einer verstärkten
staatlichen Förderung), Dämmstoffstärken bzw. Verglasungsarten entsprechen
dem o. a. OPT-Standard (siehe Tabelle 2-9) als obere Grenze der Entwicklung;
lediglich bei der Fenstererneuerung wurden die ohnehin schon hohen Umsetzungsraten beibehalten3. Entsprechendes zeigt die nächste Tabelle für das OPTSzenario.
Auch wenn die Umsetzungsrate lt. Tabelle 2-4: Nachträglich durchgeführte Sanierungs/Dämmmaßnahmen im Wohngebäudebestand von Hannover, vorläufige Zahlen bei 85,3% liegt,
wird der Erneuerungstrend weitergehen (über 100% hinaus), da bereits jetzt zu beobachten ist, dass
die ersten in den 70er Jahren ausgetauschten isolierverglasten Fenster wieder gegen neue mit
Wärmeschutzverglasung oder vereinzelt sogar mit 3fach-Wärmeschutzverglasung ersetzt werden.
3
Seite 38 von 237
Bauteil
Fenster
Dach
Wand
Keller
Umsetzungsrate
IST
[% p.a.]
3,0%
5,6%
4,3%
2,1%
Anteil 2020
HIST
[% ]
0,0%
0,0%
15,2%
61,1%
Anteil 2020
TREND
[% ]
64,1%
56,1%
33,3%
13,8%
Anteil 2020
OPT
[% ]
35,9%
43,9%
51,4%
25,1%
bei angegebenen Umsetzungsraten, Annahmen für die OPT-Entwicklung
In den beiden Datensätzen wird deutlich, dass auch 2020 noch ein nicht
unerheblicher Anteil der Außenwände und Kellerdecken ungedämmt sein wird,
d.h. es besteht darüber hinaus noch ein weiteres Einsparpotenzial, so dass sich die
hier beschriebenen Einspartrends an diesen Bauteilen auch längerfristig fortsetzen
werden.
Im Folgenden wurden die durchschnittlichen Verbräuche der einzelnen
Gebäudetypen bei den jeweiligen Entwicklungstrends berechnet. Die Berechnungen beziehen sich auf die Nutzenergie, da jedes Gebäude mit einem beliebigen
Heizsystem versorgt werden kann. Das gleiche gilt für die WW-Bereitung, die
zumindest teilweise von der Heizungsanlage entkoppelt werden kann, z.B. durch
Solarthermie. Die Ergebnisse können so einmal mit und einmal ohne WW-Bereitung
dargestellt werden: einmal je Gebäudetyp bezogen auf das Einzelgebäude
(kWh/a) und einmal bezogen auf alle Gebäude eines Typen (MWh/a).
Seite 39 von 237
Gebäudetyp
E_18
E_48
E_68_S
E_68_F
E_78_S
E_78_F
E_95
E_07
R_18
R_48
R_68_S
R_68_F
R_78_S
R_78_F
R_95
R_07
M_18
M_48
M_68_S
M_68_F
M_78_S
M_78_F
M_95
M_07
Summe
Relation
Anzahl
410
693
1.599
69
651
28
641
322
1.630
1.027
2.240
96
743
32
732
97
153
129
256
45
93
16
153
108
11.963
NE IST NE EnEV NE OPT
2008
2020
2020
2008
2020
2020 Summe Summe Summe
[kWh/a] [kWh/a] [kWh/a] [MWh/a] [MWh/a] [MWh/a]
32.695
24.607
18.200
13.407
10.090
7.463
32.841
24.681
18.150
22.751
17.098
12.574
24.104
18.652
14.091
38.551
29.832
22.537
26.687
22.076
17.981
1.829
1.513
1.232
20.996
17.565
13.642
13.672
11.437
8.883
25.129
21.051
17.022
701
587
475
19.355
17.716
15.741
12.416
11.364
10.097
18.648
18.648
18.648
6.007
6.007
6.007
25.399
18.839
14.244
41.389
30.700
23.211
24.817
19.115
14.712
25.485
19.629
15.108
17.171
13.700
10.617
38.464
30.688
23.782
17.950
14.961
12.178
1.723
1.436
1.169
15.642
13.127
10.273
11.618
9.750
7.631
17.346
14.654
12.018
552
466
383
14.541
13.231
11.445
10.640
9.681
8.374
16.512
16.512
16.512
1.598
1.598
1.598
67.835
52.397
38.965
10.405
8.037
5.977
68.427
52.699
39.207
8.850
6.816
5.071
53.250
41.985
32.180
13.629
10.746
8.236
52.764
43.851
34.098
2.383
1.981
1.540
47.672
39.959
32.498
4.430
3.713
3.020
38.887
32.205
25.692
638
528
421
45.097
40.996
35.474
6.893
6.266
5.422
18.648
30.401
30.401
2.014
3.283
3.283
290.045 233.249 183.494
100%
80%
63%
Tabelle 2-13: Entwicklung des Nutzenergieverbrauchs für Heizung und Warmwasser
je Gebäudetyp und Gebäude und summiert für jeden Gebäudetyp bis 2020
Nomenklatur: NE = Nutzenergie, EnEV / OPT
Seite 40 von 237
Die folgende Tabelle zeigt die entsprechenden
Heizenergieverbrauch (ohne Warmwasser).
Gebäudetyp
E_18
E_48
E_68_S
E_68_F
E_78_S
E_78_F
E_95
E_07
R_18
R_48
R_68_S
R_68_F
R_78_S
R_78_F
R_95
R_07
M_18
M_48
M_68_S
M_68_F
M_78_S
M_78_F
M_95
M_07
Summe
Relation
Anzahl
410
693
1.599
69
651
28
641
322
1.630
1.027
2.240
96
743
32
732
97
153
129
256
45
93
16
153
108
11.963
Zahlen
nur
für
den
NE IST NE EnEV NE OPT o. WW o. WW o. WW
o. WW o. WW o. WW
2008
2020
2020
2008
2020
2020 Summe Summe Summe
[kWh/a] [kWh/a] [kWh/a] [MWh/a] [MWh/a] [MWh/a]
30.947
22.859
16.452
12.690
9.373
6.746
31.093
22.933
16.402
21.540
15.887
11.363
22.453
17.001
12.440
35.911
27.191
19.896
25.036
20.425
16.330
1.716
1.400
1.119
19.345
15.913
11.991
12.596
10.362
7.808
23.478
19.400
15.371
655
541
429
17.510
15.870
13.896
11.232
10.180
8.914
16.123
16.123
16.123
5.194
5.194
5.194
23.651
17.091
12.496
38.540
27.851
20.362
22.972
17.270
12.866
23.590
17.734
13.212
15.520
12.049
8.966
34.765
26.990
20.084
16.299
13.310
10.527
1.565
1.278
1.011
13.990
11.475
8.622
10.392
8.524
6.404
15.695
13.003
10.367
500
414
330
12.696
11.385
9.599
9.289
8.331
7.024
13.986
13.986
13.986
1.354
1.354
1.354
62.979
47.541
34.109
9.660
7.292
5.232
63.571
47.843
34.351
8.221
6.187
4.443
48.588
37.323
27.518
12.436
9.553
7.043
48.102
39.189
29.436
2.173
1.770
1.330
43.107
35.394
27.933
4.006
3.289
2.596
35.779
29.097
22.584
587
477
370
39.658
35.557
30.035
6.062
5.435
4.591
13.986
25.739
25.739
1.511
2.780
2.780
266.183 209.386 159.632
100%
79%
60%
Tabelle 2-14: Entwicklung des Nutzenergieverbrauchs für Heizung (ohne
Warmwasser) je Gebäudetyp und Gebäude und summiert für jeden Gebäudetyp
bis 2020
Seite 41 von 237
Die folgende Abbildung zeigt die Entwicklungstrends im direkten Vergleich.
St. Ingbert
Szenarien für den Nutzwärmeverbrauch ohne WW im
Gebäudebestand
100%
Nutzwärmeverbrauch [MWh/a]
275.000
EnEV-Szenario
250.000
79%
225.000
OPT-Szenario
200.000
60%
175.000
150.000
125.000
100.000
75.000
50.000
25.000
0
2008
2020
2020
Szenarien
Abbildung 2-4: Vergleich der beiden Entwicklungstrends für Raumwärme
Auch der Nutzenergieverbrauch des heutigen Wohngebäudebestandes für
Heizung ohne Warmwasser wird sich zukünftig in einem Korridor zwischen 79% und
59% des heutigen Verbrauchs bewegen. Ob die Entwicklung tatsächlich in dem
hier beschriebenen Zeitraum bis 2020 in dieser „Schnelligkeit“ verläuft, kann nicht
eindeutig im Sinne einer Prognose gedeutet werden. Dazu hängt die Entwicklung
von sehr vielen unterschiedlichen Faktoren ab. In den Szenarien verwenden wir
diese Entwicklung auch als „Möglichkeitswert“ und nicht als „Erwartungswert“, der
mit großer Sicherheit eintritt.
Seite 42 von 237
3 Energiebedarf der öffentlichen Gebäude
3.1 Erfassung des Ist-Zustandes der öffentlichen Gebäude
Zur Erfassung und Auswertung des Energiebedarfs der öffentlichen Gebäude der
Stadt St. Ingbert wurde ein Fragebogen erstellt und von der Stadtverwaltung
ausgefüllt. Darin werden Verbrauchsdaten (Wärme, Strom, Warmwasser) und
Angaben zum energetischen Zustand der städtischen Liegenschaften ermittelt. Die
erfassten Daten werden in einem ersten Schritt übersichtlich dargestellt, um die
heutige Verbrauchssituation abzubilden. Anschließend werden flächenspezifische
Energiekennwerte gebildet. Durch die Bildung von Kennwerten ist der Vergleich
mit anderen Gebäuden des gleichen Gebäudetyps möglich und damit eine
energetische Einordnung der Gebäude. Abschließend werden daraus Handlungsempfehlungen abgeleitet, und die damit realisierbaren Energie- und Kosteneinsparungen aufgezeigt. Dabei wird zum einen auf bauliche Maßnahmen, zum
anderen auf Einsparungen durch ein gezieltes Energiecontrolling eingegangen.
Die in Tabelle 12-3 im Anhang aufgeführten 58 städtischen Gebäude wurden für
die Untersuchung ausgewertet. Die Gebäudenummer in Klammern dient dabei
der Zuordnung der Gebäude in den nachfolgenden Diagrammen.
Bisher fehlen Angaben zum Energieverbrauch von 3 Gebäuden (Nr. 33, 36, 49),
sowie Flächenangaben von 6 Gebäuden (Nr. 4, 26, 27, 28, 57, 58), so dass der
Stichprobenumfang für die Bewertung der flächenspezifischen Kennwerte bei 49
Gebäuden liegt.
Die Schulen des Kreises konnten leider nicht in die Auswertungen mit
aufgenommen werden, da die Fragebögen erst nach Fertigstellung des Berichts
bei der IZES eintrafen.
Der Energie- und Wasserverbrauch der 58 untersuchten Objekte schlüsselt sich wie
folgt auf:
Strom
kWh/a
1.844.814
Energieverbrauch
Wasserverbrauch
Wärme
gemessen
witterungsbereinigt
kWh/a
m³/a
12.587.773
14.098.306
23.357
Tabelle 3-1: Verbräuche 2006 und witterungsbereinigt (Basisjahr: GTZ = 3470 Kd)
Seite 43 von 237
Wärme und Strom sind folgendermaßen verteilt:
Anteil (%) an gesamter
Energieverwendung
Wärme
Strom
88,43%
12,78%
Tabelle 3-2: Prozentuale Aufteilung der Energieverwendung der Liegenschaften
2006
Zunächst können aus der Auswertung des Fragebogens die folgenden Daten
gewonnen werden:
•
•
•
•
•
•
•
Das durchschnittliche Baujahr der öffentlichen Gebäude ist 1962
Ein Großteil von 81 % der Gebäude ist vor der 1. Wärmeschutzverordnung
von 1979 erbaut worden, d.h. ohne bzw. mit nur minimaler Wärmedämmung. Rund 13 % davon wurden zwischenzeitlich renoviert oder
erweitert.
Das Baujahr der Heizungsanlagen liegt im Durchschnitt bei 1989, 36 % der
Heizungsanlagen sind älter als 20 Jahre. Bei diesen Gebäuden wird ein
Austausch in den nächsten Jahren nötig werden.
Für die Heizsysteme wurden die Vollbenutzungsstunden berechnet. Dabei
wurde eine Überdimensionierung von 58 % der Heizkessel festgestellt. Als
Kriterium für eine Überdimensionierung gilt dabei, dass die Vollbenutzungsstunden < 800h/a betragen.
Mehr als 70% der Gebäude werden mit Gas beheizt.
Der durchschnittliche Gasverbrauch liegt bei 160 kWh/(m²a) (Brennwertbasis), der durchschnittliche Ölverbrauch bei 111 kWh/(m²a), wobei
erhebliche Diskrepanzen zwischen Maximal- (307 kWh/(m²a) bzw. 208
kWh/(m²a)) und Minimalwerten (14 kWh/(m²a) bzw. 74 kWh/(m²a))
vorliegen.
Diese Differenz schlägt sich auch in den Heizkosten nieder, Maximalwert ca.
20 Euro/(m²a), Minimalwert 3,80 Euro/(m²a).
Seite 44 von 237
Nachfolgend sind die Baualtersstruktur, die Heizkostenverteilung nach Gebäudegruppen sowie der spezifische Wärmeverbrauch graphisch dargestellt.
Baualtersstruktur öffentliche Gebäude St. Ingbert
2%
14%
9%
12%
64%
1900 - 1925
1926 - 1950
1951 - 1979
1980 - 2000
>2000
Abbildung 3-1: Baualtersstruktur öffentliche Gebäude St. Ingbert (Baujahr)
Seite 45 von 237
11%
11%
0,21%
4%
Verwaltungsgebäude
Allg. Verkerhsangelegenheiten
Feuerwehrgerätehäuser
Schulen
Wissenschaft, Forschung, Kultur
Soziales, Kinder, Jugend
Sportheime
Bestattungswesen
Kultur- und Mehrzweckhallen
Betriebshöfe
16%
4%
4%
39%
5%
4%
Abbildung
729.969€
3-2:
Heizkostenverteilung
auf
Gebäudegruppen,
Gesamtkosten
Spezifischer Wärmeverbrauch in kWh/m²a nach Gebäudegruppen
400
350
300
kWh/m²a
250
Mittelwert
200
Max
Min
150
100
50
sh
öf
e
rie
b
Be
t
kh
al
le
n
Ku
ltu
run
d
M
eh
rz
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sw
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ei
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Be
st
a
Sp
or
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ug
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Fe
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hs
an
g
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A
llg
.V
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V
er
w
a
ltu
ng
sg
eb
äu
de
0
Abbildung 3-3: Spezifischer Wärmeverbrauch in kWh/(m²a) nach Gebäudetypen
Seite 46 von 237
Zur energetischen Beurteilung der Gebäude werden Kennwerte gebildet:
•
•
•
Wärmeverbrauch in kWh/(m²a)
Stromverbrauch in kWhel/(m²a)
Wasserverbrauch in l/(m²a)
Ein Vergleich der gebildeten Kennwerte für den spezifischen Wärme-, Strom- und
Wasserverbrauch mit den Richtwerten der VDI 3807, die im Forschungsbericht
„Verbrauchskennwerte 2005“ der ages /4/ abgedruckt sind, ermöglicht eine
Einordnung der Gebäude entsprechend ihres Energiestandards.
Zur Bestimmung der ages-Werte wurden Daten von über 25.000 Nichtwohngebäuden ausgewertet. Damit stellen diese Daten aussagekräftige Vergleichswerte dar. Der Mittelwert ist dabei als das arithmetische Mittel aller für die
Gebäudegruppe erfassten Verbräuche zu verstehen, und wird als Summe der
Verbräuche durch die Summe aller Flächen gebildet. Der Richtwert nach VDI 3807
Blatt 1 ergibt sich als arithmetisches Mittel der unteren 25 % (d.h. der energetisch
günstigsten 25 %) aller Daten. Er ist als Richtwert zu verstehen, da es tatsächlich
Gebäude gibt, die diesen Wert erreichen. Das nachstehende Diagramm stellt den
Heizenergieverbrauch der öffentlichen Gebäude im Vergleich zum VDI-Richtwert
sowie zum Mittelwert dar. Die Zuordnung der Gebäudenummer zu den
entsprechenden Gebäuden kann aus Tabelle 12-3 (Anhang C) entnommen
werden (Wert in Klammern). In tabellarischer Form sind die Werte in Tabelle 12-4
dargestellt.
Seite 47 von 237
Wärmeverbrauch
Gas bzw. Öl kWh/m²a Istzustand
ages Kennwerte (VDI-Richtwert)
400
ages Kennwerte (Mittelwert)
350
300
kWh/m²a
250
200
150
100
50
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
0
Abbildung 3-4: Vergleich der witterungsbereinigten Wärmeverbräuche 2006 mit
VDI-Richtwert und ages-Mittelwert
Es zeigt sich, dass die städtischen Gebäude zu einem Großteil sowohl den agesKennwert als auch den VDI-Richtwert wesentlich überschreiten:
•
•
•
Vier Gebäude erreichen oder unterschreiten den VDI-Richtwert
65 % liegen über dem Durchschnitt der jeweiligen Gebäudegruppe
48 % überschreiten den Durchschnittswert gar um mehr als 50 %, wobei alle
vor 1980 errichtet wurden und ein Großteil davon Schulen ausmacht.
Daher bietet sich hier ein hohes Energie- und Kosteneinsparpotenzial.
Zur besseren Übersicht wurde Abbildung 3-4 nach Gruppen aufgeteilt und die
Werte in einzelnen Diagrammen dargestellt, siehe Abbildung 12-10 bis Abbildung
12-14.
Nach dem gleichen Schema wurden auch Strom- und Wasserverbrauch
ausgewertet. Da es im vorliegenden Bericht primär um die Erfassung des
Wärmebedarfs der Stadt St. Ingbert geht, sind die Graphiken hierzu komplett im
Anhang B zu finden.
Die Auswertungen ergeben jedoch, dass beim Stromverbrauch erhebliche
„Ausreißer“ auftreten, die die jeweiligen Werte der Gebäudegruppe um ein
Seite 48 von 237
Vielfaches überschreiten. Beim Wasserverbrauch liegen die städtischen Gebäude
in St. Ingbert nahe am Durchschnittswert.
3.2 Öffentliche Beleuchtung
Der größte Posten für Stromverbrauch im Bereich des Verbrauchs der Stadt St.
Ingbert entfällt mit 2,2 GWh/a auf die Straßenbeleuchtung. Deutschlandweit
werden 3–4 Milliarden kWh/a bei der Beleuchtung von öffentlichen Plätzen,
Straßen und Brücken verbraucht.
Laut BMU sind rund ein Drittel der Straßenbeleuchtung in Deutschland 20 Jahre und
älter. Die Erneuerungsquote liegt bislang bei ca. 3 %. Häufig sind ineffiziente
Niederdruckleuchten oder ineffiziente Quecksilberdampf-Hochdruckleuchten und
schlechte Reflektoren im Einsatz. Die CO2-Einsparpotenziale werden auf rund 50 %
geschätzt. /18/
3.3 Handlungsempfehlungen
Aus der im vorigen Abschnitt vorgenommenen Auswertung sollen nun
Handlungsempfehlungen gewonnen werden. Zum einen wird dabei auf das
Einsparpotential durch eine energetische Gebäudesanierung eingegangen, zum
anderen werden Vorschläge für Möglichkeiten zur Strom- und Wassereinsparung
gemacht. Weiterhin wird auf Einsparpotenziale im Bereich Stadtbeleuchtung
eingegangen.
Der Großteil von 85 % der öffentlichen Gebäude in St. Ingbert wurde vor der
Wärmeschutzverordnung von 1979 errichtet und weißt damit keinen bzw. nur
geringen Wärmeschutz auf. In diesem Fall ist eine energetische Gebäudesanierung
nötig, die in den meisten Fällen auch wirtschaftlich umgesetzt werden kann.
Es sollte dabei zunächst jedoch die bauliche Substanz des jeweiligen Gebäudes
beurteilt werden. Ist diese marode und damit erneuerungswürdig, kann ein Abriss
des Gebäudes die sinnvollere Alternative sein. Vor allem im Bereich der Schulen
sollte diese Möglichkeit bei der Frage, ob eine Sanierung durchgeführt wird, in
Betracht gezogen werden. Der demographische Wandel, der in den nächsten
Jahren in St. Ingbert erwartet wird, wird mit dem Wegfall einzelner Schulen
verbunden sein. Im städtebaulichen Entwicklungskonzept /10/ werden die
Mühlwaldschule sowie die Schillerschule ebenso wie der Grundschulteil der
Johannesschule (Kommunales Gebäude) als diejenigen genannt, die in den
nächsten Jahren geschlossen werden. Auch die Grundschule im Stadtteil Rentrisch
(Schule Am Stiefel) soll in ihrer Nutzung umgewidmet werden (Hochbegabtenförderung). Der Energieverbrauch der drei städtischen Schulen liegt bei
1.250 MWh/a. Schillerschule und Mühlwaldschule liegen dabei weit über dem
Seite 49 von 237
durchschnittlichen Wärmeverbrauch, der Verbrauch der Grundschule in Rentrisch
liegt leicht unter dem Durchschnitt, Abbildung 12-10.
Bei Gebäuden, deren Bausubstanz erhaltenswert ist, können durch die Dämmung
von Dach, Außenwänden und Kellerdecke sowie den Austausch von Fenstern die
Transmissionswärmeverluste erheblich minimiert werden.
Beispielhaft wird im Folgenden die Wirksamkeit von Dämmmaßnahmen
abgeschätzt. Dazu wird ein Verhältnis von Transmissions- zu Lüftungswärmeverlust
von 70 % zu 30 % angenommen, was für schlechte Wärmedämmstandards
realistisch ist. Die Fläche der Außenbauteile wird über das A/V-Verhältnis
(Außenbauteile/Volumen-Verhältnis) abgeschätzt, welches bei größeren Gebäuden typischerweise zwischen 0,4 und 0,6 liegt. Zur Bestimmung des Energieeinsparpotenzials wurden für die abgeschätzten Bauteile typische U-Werte für den
Bestand angesetzt und das Potenzial durch Verringerung der U-Werte auf heutige
Werte berechnet.
Bei einer Sanierung aller Außenbauteile auf das heutige EnEV-Niveau könnte der
Heizenergiebedarf um ca. 40 – 50 % absinken, d.h. der Heizenergiebedarf der
städtischen Gebäude in St. Ingbert könnte um ca. 5.000 bis 6.000 MWh/a reduziert
werden. Zum Vergleich: Die Einsparung von 50 % würde ebenfalls erreicht werden,
wenn alle Gebäude den VDI-Richtwert der jeweiligen Gebäudegruppe erreichen
würden. In den meisten Fällen sind Sanierungen dieser Art gemessen an der
Lebensdauer der Maßnahme und der eingesparten Energiekosten wirtschaftlich.
Dies trifft vor allem dann zu, wenn die energetischen Maßnahmen im Zuge von
sogenannten ‚Sowieso’-Sanierungen durchgeführt werden. Dass heiß:, steht eine
Sanierung der Außenwand an, sollte eine sinnvolle zukunftsfähige energetische
Sanierung durchgeführt werden. Dennoch sollte gerade auch bei öffentlichen
Gebäuden geprüft werden, ob die Nutzung des Gebäudes und der aktuelle
bauliche Zustand eine solche umfassende Sanierung rechtfertig oder nicht.
Die Heizkosten beliefen sich in 2006 auf insgesamt 729.969 Euro, wobei für 3
Gebäude keine Angabe zu den Heizkosten gemacht wurde. Eine Heizenergieeinsparung um 50 % würde somit auch die Heizkosten halbieren, was beim
heutigen Preisniveau eine Einsparung von etwa 365.000 Euro pro Jahr bedeutet.
Dem angestrebten Ziel, CO2-Emissionen zu reduzieren, kann St. Ingbert damit
ebenfalls einen großen Schritt näher kommen. Die Einsparung liegt bei rund 1.500 t
CO2 jährlich.
Um den Stromverbrauch und die damit verbundenen hohen CO2-Emissionen zu
reduzieren, sollten zum einen die Verbräuche so weit wie möglich reduziert
werden, zum anderen ein Umstieg auf regenerative Quellen geschehen. Eine
Möglichkeit zur Reduktion bietet ein Energiecontrollingsystem, da damit hohe
Verbräuche schnell erkannt werden und Gründe dafür, die evtl. an Leckagen oder
Defekten liegen, beseitigt werden können. Da öffentliche Gebäude häufig große
Dachflächen besitzen, bieten sie in vielen Fällen geeignete Möglichkeiten für die
Seite 50 von 237
Installation von Photovoltaikanlagen. In St. Ingbert werden bereits ca. 17.400 kWh
jährlich über PV-Anlagen auf den Dächern der Schulen erzeugt, was einem Anteil
von ~1% des Stromverbrauchs der öffentlichen Gebäude entspricht.
Beim Stromverbrauch liegen die meisten Gebäude um den Mittelwert bzw.
darunter, allerdings gibt es einige Gebäude mit extrem hohen Werten. Kann der
Stromverbrauch aller öffentlichen Gebäude durch Einsparmaßnahmen und
Behebung möglicher Schwachstellen auf den VDI-Wert gesenkt werden, würde
der Stromverbrauch um ~70% sinken. Da die vier Liegenschaften (1, 29, 33, 42), die
den stark erhöhten Stromverbrauch aufweisen, 24% des Stromverbrauchs der
öffentlichen Gebäude ausmachen, scheint diese hohe Einsparung möglich. Der
Stromverbrauch des Sportvereins Rohrbach ist gegenüber den vorliegenden
Werten von 1998 um knapp 70 % angestiegen. In den Jahren 1994 – 1998 war hier
noch eine deutliche Verbrauchsreduktion zu verzeichnen. Der Grund hierfür sollte
geprüft werden.
Auf mögliche Energieeffizienzmaßnahmen zur Reduktion des Stromverbrauchs wird
in Kapitel Energiecontrolling (Abschnitt 7.1.1) eingegangen.
Der Wasserverbrauch der städtischen Gebäude liegt zum Großteil im Gebäudedurchschnitt, d.h. der ages-Mittelwert ist erreicht, nur 7 Gebäude liegen darüber.
Zwischen Mittelwert und VDI-Richtwert liegen große Differenzen vor. Für den
Gebäudetyp Verwaltungsgebäude beispielsweise liegt der Mittelwert bei rund
198 l/(m²a), der VDI-Richtwert bei rund 79 l/(m²a). Wird der VDI-Verbrauchswert für
den Trinkwasserverbrauch für den gesamten Gebäudebestand erreicht, würden
daher mehr als 60 % an Frischwasser eingespart.
Das wahrscheinlich wirtschaftlich realisierbare Einsparpotential der städtischen
Gebäude St. Ingberts liegt damit bei 50 % im Bereich Wärme, 60 % im Bereich
Trinkwasser und 70 % im Bereich Strom.
Zur Senkung des Stromverbrauchs im Bereich der Straßenbeleuchtung sollten alte
ineffiziente Lampen ausgetauscht bzw. neue Beleuchtungssysteme installiert
werden. Dies geschieht jedoch oft nur schleppend, da die Kosteneinsparpotenziale unterschätzt werden. Ein weiterer Grund sind Budgetrestriktionen der
Kommunen, wodurch die teueren Anschaffungskosten der effizienten Technologien nicht aufgebracht werden können. /20/
Die Einsparpotenziale liegen laut BMU bei rund 50 %. /18/. Die in der
Straßenbeleuchtung oft eingesetzten Quecksilber-Hochdrucklampen beispielsweise besitzen nur eine Lichtausbeute von 40 – 50 lm/W, NatriumdampfNiederdrucklampen hingegen 70 – 150 lm/W. Bei Austausch ist jedoch auch der
Einsatz spezieller Vorschaltgeräte nötig. Dennoch kann sich die Maßnahme
lohnen, da die Lampen eine höhere Lebensdauer aufweisen und die Wartungskosten geringer ausfallen. Weiterhin ist die Umrüstung auf keramische HalogenSeite 51 von 237
Metalldampflampen möglich (Lichtausbeute 70 – 100 lm/W). Eine günstige
Variante ist der Halbnachtbetrieb, d.h. die Leistung der Lampen wird in den
Nachtzeiten auf reduzierte oder halbe Leistung gesetzt. /17/ /19/ Vorschläge für
Austauschlampen und Einsparkonzepte finden sich in der Präsentation
„Energieeffizienz und Kostenreduzierung in der Straßenbeleuchtung“.
Eine Möglichkeit für St. Ingbert, diese Maßnahmen zu finanzieren, wäre die
Teilnahme am Wettbewerb des BMU. Um die Effizienz der Straßenbeleuchtung in
Deutschland zu erhöhen, startet das BMU voraussichtlich im Herbst dieses Jahres
einen Bundeswettbewerb, der einen Technikwettbewerb von Herstellern und
einem sich anschließenden Kommunenwettbewerb umfasst. Durch den
Technikwettbewerb sollen stromeffiziente Lösungen für die Stadtbeleuchtung
bekannt gemacht werden, im anschließenden Kommunenwettbewerb können
Kommunen Konzepte für die Erneuerung ihrer Stadtbeleuchtung vorlegen. Die
Besten werden ausgezeichnet, bzw. eine Förderung für die Investitionskosten wird
gewährt. /21/
Gerechnet mit dem vom BMU angegeben, durchschnittlichem Einsparpotenzial
von 50 % könnte der Stromverbrauch im Bereich der Stadtbeleuchtung von
2,2 GWh auf bis zu 1,1 GWh/a reduziert werden. Bei einem Strompreis von
12 ct/kWh entspräche dies einer jährlichen Einsparung von ca. 133 T€.
Seite 52 von 237
4 Einsatzmöglichkeiten für KWK
Heute werden in St. Ingbert bereits sieben KWK-Anlagen betrieben:
•
Öffentlicher Bereich:
o Kreiskrankenhaus: 2 Module a 341 kWthermisch und 213 kWelektrisch
o Rischbachschule
o Südschule
o Hallenbad „das blau“: 2 Module a 195 kWthermisch und 117 kWelektrisch
•
Privater Bereich:
o Hotel
o Privathaushalt
o Privat: 420 kWthermisch und 320 kWelektrisch
•
Industrie Bereich:
o Festo: 521 kWthermisch und 351 kWelektrisch
Mit diesen Anlagen werden die Möglichkeiten der Nutzung der hocheffizienten
Kraft-Wärme-Kopplung längst nicht ausgeschöpft. Im Folgenden wird daher das
Potenzial, insbesondere durch die Nahwärmeversorgung auf der Basis von KWK, in
St. Ingbert untersucht.
Zum wirtschaftlichen Einsatz von KWK sind folgende Punkte entscheidend:
-
hohe, kontinuierliche Wärmeabnahme --- lange BHKW-Laufzeit
-
hohe Liniendichte des Wärmebedarfs im Wärmenetz
-
kontinuierlicher
Warmwasserbedarf
(Industrie/Gewerbe,
Schwimmbäder, etc.) --- lange BHKW-Laufzeit
-
Deckung hoher Eigenstrombedarf bei Objektversorgung --eigene Nutzung des erzeugten BHKW-Stroms, d.h. Verringerung
des Strombezugs
-
hohe Stromeinspeisung und Vergütung nach KWK-G etc.
Nach diesen Kriterien werden Gebiete in St. Ingbert ausgewählt und damit das
technische KWK-Potenzial ermittelt. Mit dem Programm BHKW-Plan werden Jahresdauerlinien erzeugt und Leistungen und Laufzeiten ermittelt. Abschließend wird die
Wirtschaftlichkeit von ausgewählten Anlagen berechnet und ein technischSeite 53 von 237
wirtschaftliches Potenzial festgelegt. Das Nahwärmenetz wird mit Hilfe von
Kennzahlen bewertet und durch eine Detailberechnung abgestützt.
4.1 Methode zur Ermittlung der KWK-Potenziale
Zur Ermittlung von potenziellen Nahwärmeversorgungsgebieten in St. Ingbert, die
für den Einsatz von Kraft-Wärme-Kopplung interessant sein könnten, wurden
zunächst die erstellten GIS-Karten ausgewertet. Eine hohe Wärmenachfrage (in
der Regel Raumwärme und Warmwasser), die durch möglichst kurze
Nahwärmeleitungen zu erschließen ist (hohe Liniendichte), ist dabei entscheidend
für die Wirtschaftlichkeit einer Nahwärmeversorgung. Daher wird der spezifische
Anschlusswert kWh pro m Straßenlänge (Liniendichte) gebildet.
In einem ersten Schritt wurden diejenigen Gebiete der GIS-Darstellung genauer
betrachtet, die hohe spezifische Gasverbrauchswerte von >55 kWh/m²
Gebietsfläche (Abbildung 12-3) bzw. hohe spezifische Energiebedarfswerte von
>55 kWh/m² Gebietsfläche (Abbildung 12-9) aufweisen. Die Gasverbrauchswerte
sind dabei Verbrauchsdaten von 2006, die von den Stadtwerken angegeben
wurden. Die Bestimmung der Wärmebedarfe (Raumwärme und Warmwasser)
erfolgte über die Gebäudetypologie. Differenzen zwischen Bedarf und Verbrauch
können dabei zum einen auftreten, wenn in einen Gebiet eine hohe Anzahl von
Häusern vorliegt, die nicht gasversorgt sind. Diese sind dann in der Gebäudetypologie (Bedarfswert) erfasst, nicht jedoch im Gasverbrauch des Gebiets
enthalten. Zum anderen entstehen Differenzen, wenn öffentliche Gebäude im
Gebiet vorkommen und so der Verbrauchswert höher ist als der Bedarf, da der
Bedarfswert nur Wohngebäude beinhaltet.
Weiterhin werden Gebiete mit hohen mittleren Leistungen (>50 kW) ausgewertet,
da dies z.B. auf Mehrfamilienhäuser hindeutet und damit hohe spezifische
Anschlusswerte pro m Rohrlange realisiert werden können (Abbildung 12-6).
Im zweiten Schritt werden weitere Gebiete betrachtet, in welchen hohe
Wärmebedarfe (>5.500 MWh im Gebiet) und Gasverbräuche (>5.500 MWh im
Gebiet) anfallen, Abbildung 12-8 und Abbildung 12-2. Da die Gebietsfläche nicht
unbedingt in direktem Zusammenhang mit der bebauten Straßenlänge steht
(abhängig von Gebietsform, Bebauungsdichte), können in Gebieten mit hohen
Gesamtverbräuchen evtl. ebenfalls ausreichend hohe spezifische Anschlusswerte
in kWh/m Rohr (sog. Liniendichte) realisiert werden, um wirtschaftlich ein
Nahwärmegebiet umzusetzen.
Zunächst werden dabei lediglich die Gebiete ausgewertet, in denen keine
Großbetriebe angesiedelt sind, da keine Angaben zum Verwendungszweck des
Gases in den Industrie- und Gewerbebetrieben vorliegen. Da lediglich der
Erdgasanteil verdrängt werden kann, der zu Heizzwecken genutzt wird, kommen
Betriebe mit hohem Prozessgasanteil für KWK nur bedingt in Frage.
Seite 54 von 237
Für die demgemäß ausgewählten Gebiete wird anhand von Kartenmaterial
(maps.google.de) überschlägig die Länge der bebauten Straßenabschnitte im
Gebiet ermittelt und damit der spezifische Anschlusswert (Gasverbrauch in kWh/m
Straßenlänge bzw. der Wärmebedarf in kWh/m Straßenlänge) errechnet. Dieser
Faktor soll als ein Kriterium herangezogen werden, um die Wirtschaftlichkeit einer
Nahwärmeversorgung auf der Basis der Kraft-Wärme-Kopplung bzw. des damit
verbundenen Nahwärmenetzes in den jeweiligen Gebieten zu bemessen. Je höher
der Wert, umso eher kann in diesem Gebiet davon ausgegangen werden, dass ein
wirtschaftliches Nahwärmenetz aufgebaut werden kann. Die Liniendichte in
Wärmebedarf pro m Straßenlänge (kWh/m) kann jedoch nur als ein erstes
Auswahlkriterium angesehen werden.
Weiterhin wurden die ausgewählten Gebiete anhand von sonstigen weichen
Kriterien beurteilt, und Gebiete oder Gebäude in direkter Nachbarschaft zu
potenziellen Nahwärmegebieten wurden ebenfalls in die Auswahl mit
aufgenommen.
Zur Beurteilung des KWK-Potenzials im Gewerbe- und Industriebereich diente zum
einen der Fragebogen (Abschnitt 2.3), zum anderen wurden die größten
Verbraucher, mit einem Gasverbrauch > 500 MWh/a, in die Abschätzung mit
aufgenommen (Tabelle 12-7 im Anhang).
Das Potenzial im Bereich öffentliche Gebäude wurde abgeschätzt, wobei mit
Typgebäuden aus BHKW-Plan gearbeitet wurde.
Anschließend wird eine Clusterbildung vorgenommen, bei der Wohngebiete,
Industrie- bzw. Gewerbebetriebe und öffentliche Gebäude zu größeren
Nahwärmegebieten zusammengefasst werden.
4.2 KWK-Potenziale im Wohngebäudebereich
Nachfolgende Tabelle gibt zunächst die Gebietsnummern, Auswahlkriterien und
die Gebietsfläche wieder, die anhand der GIS-Darstellungen als potenzielle
Nahwärmegebiete ausgemacht wurden.
Seite 55 von 237
Gebiet
Auswahlkriterium
Gebietsfläche [m²]
Straßenlänge [m] (bei L1 und L10)
2
Spez. Gasverbrauch 111 kWh/m²
17.367
5
Spez. Endenergiebedarf 66 kWh/m²
69.630
8
Gasverbrauch ~6.600 MWh
243.711
11
Endenergiebedarf ~6.300 MWh
105.455
14
7.593.727
17
194.648
22
320.739
29
153.498
31
Mittler Leistung Gasanlschlüsse 70 kW
193.601
32
114.093
33
Spez. Gasverbrauch 55 kWh/m²
94.198
51
122.756
55
4.913.444
62
Spez. Endenergiebedarf 69 kWh/m²
30.430
65
213.215
67
183.858
L1
1.841
L10
2.306
Abbildung 4-1: Geeignete Nahwärmegebiete
Gebietsfläche bzw. Straßenlänge
mit
Auswahlkriterien
und
Anhand der beschriebenen Auswahlkriterien wurden zunächst 16 Gebiete und 2
Straßen (mit L bezeichnet) für die weiteren Betrachtungen ausgewählt.
Des Weiteren werden Gebiete, in denen zum heutigen Zeitpunkt noch ein hoher
Versorgungsgrad durch Nachtspeicherheizungen vorliegt, auf ihre Eignung als
KWK-Gebiete hin untersucht. In diesen Gebieten besteht besonders Nachfrage
nach alternativen Heizsystemen. Die Nahwärmeversorgung stellt eine mögliche
Alternative dar. Weitere Vorschläge sowie Kostenvergleiche für vier
unterschiedliche Heizsysteme werden im Kapitel 8.2.2.1 vorgestellt. Aus der GISDarstellung (Abbildung 12-7) können die Gebiete 1, 4, 20, 21 und 87 als Gebiete
mit hoher Nachtspeicher-Versorgungsdichte identifiziert werden. Auf das Gebiet 87
Seite 56 von 237
‚In den Schwammwiesen’/’Am Hasenbühl’ wird in Abschnitt 4.1 noch genauer
eingegangen.
In den Gebieten 20 und 21 ist der hohe Nachtspeicherversorgungsgrad jeweils auf
Schulen zurückzuführen, die über Nachtspeichersysteme versorgt werden.
In Gebiet 21 liegt der Verbrauch bei ca. 278 MWh/a, und entfällt auf die
Kreisschule in der ‚Wallerfeldstraße’.
Des Weiteren liegt in Gebiet 20 mit 472 MWh/a ein hoher Verbrauch an
Nachtspeicherstrom vor, der größte Anteil von rund 90 % entfällt auf die Schule in
‚Zur Schnapphahner Dell’. Die restliche Menge von ca. 47 MWh jährlich wird über
das ganze Gebiet 20 hinweg verbraucht. Damit ist ein ausschließlicher Anschluss
der „Nachtspeicherhäuser“ an ein zentrales BHKW, das in der Schule aufgestellt
wird, mit langen Leitungslängen und hohen Kosten verbunden.
Weiterhin werden bei der Auswahl von Gebieten
Faktoren mit berücksichtigt, die evtl. zum Ausschluss
Potenzial führen, beispielsweise die Gebietsform oder
Gebiete, die auch diese Faktoren berücksichtigt,
nommen.
noch so genannte weiche
der Gebiete aus dem KWKLage. Eine Beschreibung der
wird im Kapitel 4.5 vorge-
Eine Tabelle, in der alle potenziellen Gebiete mit Angaben zum Gasverbrauch,
dem Energiebedarf, den spezifischen Verbräuchen in kWh/m, der Anzahl der
Häuser im Gebiet, sowie der bebauten Straßenlänge und der Gebietsfläche
aufgeführt sind, findet sich im Anhang (Tabelle 12-6).
Um aus der Gesamtzahl der aufgeführten Gebiete diejenigen herauszufiltern, in
denen der KWK-Einsatz besonders wirtschaftlich wäre, werden die Gebiete
anhand des Kriteriums Anschlussmenge in kWh/m Straßenlänge in Klassen
eingeteilt. Liegt ein Wert von > 2.000 kWh/m vor, ist ein Nahwärmenetz für die
Stadtwerke wirtschaftlich umzusetzen. Der Wert von 2.000 kWh/m ist dabei durch
eine Wirtschaftlichkeitsberechnung ermittelt, die für das Nachtspeichergebiet ‚In
den Schwammwiesen’/’Am Hasenbühl’ vorgenommen wurde, (siehe Kapitel
4.6.1). Ausgehend von diesem Kennwert wird das Nahwärmepotential von St.
Ingbert bestimmt.
Es wird dabei eine Unterteilung in drei Klassen vorgenommen:
•
Klasse A: Gebiete mit einer Liniendichte > 4.000 kWh/m --- hier ist eine
Nahwärmeversorgung sehr wahrscheinlich tragfähig
•
Klasse B: Gebiete mit einer Liniendichte von 4.000 – 2.000 kWh/m --Nahwärmeversorgung ist wahrscheinlich tragfähig
•
Klasse C: Gebiete mit einer Liniendichte von 2.000 – 1.000 kWh/m --- könnte
unter günstigen Randbedingungen noch tragfähig sein
Nachfolgende Tabelle zeigt die ausgewählten Gebiete, geordnet nach den
gebildeten Klassen A, B und C. Die Einteilung wurde dabei jeweils nach dem
größeren der beiden Werte, spezifischem Gasverbrauch oder spezifischem
Seite 57 von 237
Energiebedarf, vorgenommen. Klasse C - Gebiete sind bei heutigen Wärmepreisen
noch nicht wirtschaftlich umsetzbar, und wurden nicht in das KWK-Potenzial mit
aufgenommen. Je nach Preisentwicklung könnten aber auch Gebiete der Klasse
C für Nahwärmeversorgung interessant werden.
Klasse
Liniendichte
Gebiete
A
> 4.000 kWh/m
2, 11, 22, 29, 32,
B
> 2.000 kWh/m
1, 2, 5, 8, 11, 14, 17, 22, 24, 29, 31, 32, 33, 38, 55, 58, 62, 65, 67, L1,
L10
C
> 1.000 kWh/m
1, 2, 5, 8, 11, 14, 17, 22, 24, 29, 31, 32, 33, 38, 51, 55, 59, 62, 65, 67,
L1, L10
Tabelle 4-1 Mögliche KWK-Gebiete, Einteilung nach Klassen (Gebiete, siehe Tabelle
12-5, Tabelle 12-6 im Anhang und GIS-Darstellungen (Abschnitt 12-2))
4.3 KWK-Potenzial im Industrie- und Gewerbebereich
Industrie- und Gewerbebetriebe bieten ebenfalls grundsätzliche Chancen für den
Einsatz von KWK-Anlagen, der dazu führen kann, den Stromeigenbedarf teilweise
oder komplett zu decken.
Da der Fragebogen, der an die Industrie- und Gewerbekunden versandt wurde,
nur geringen Rücklauf aufwies, ist die Ermittlung des gesamten KWK-Potenzials in
diesem Sektor nur durch Abschätzung möglich. Aus den ausgewerteten
Fragebögen konnten zwei Betriebe mit hohem Wärme-, Warmwasser- und
Stromverbrauch ermittelt werden. Diese liegen in Gebiet 28 und 86. Nachfolgende
Tabelle gibt die Verbräuche der Betriebe wieder. Bei 5.000 Betriebsstunden könnte
in den Betrieben ein BHKW mit 20 kW thermischer Leistung betrieben werden.
Gebiet und Betrieb
Wärme [MWh/a]
Warmwasser [m³/a]
Strom [MWh/a]
166
250
600
38
1.350
110
28
Ackermann+ Hertel GmbH
86
CNC-Technik GmbH
Tabelle 4-2 Mögliche Betriebe für den Einsatz von KWK, aus der Auswertung des
Fragebogens
Grundsätzlich bietet sich in jedem Industrie- und Gewerbebetrieb die Möglichkeit,
Mini-BHKWs für die Eigenerzeugung von Strom- und Wärme einzusetzen. Da es nicht
Seite 58 von 237
möglich ist, alle Betriebe zu erfassen, werden für die Abschätzung des KWKPotenzials in diesem Sektor nur die großen Industrie- und Gewerbekunden in St.
Ingbert erfasst. Folgendermaßen wird dazu vorgegangen:
•
diejenigen Gebiete, in denen ein oder mehrere Großkunden mit einem
Gasverbrauch von > 500 MWh/a angesiedelt sind, werden herausgesucht.
Dem Wert von 500 MWh/a liegt die Überlegung zugrunde, dass ~ 50 % des
Wärmebedarfs über ein BHKW gedeckt werden, d.h. eine Wärmemenge
von ~ 250 MWh/a. Bei 5.000 Vollbenutzungsstunden kann damit ein BHKW
mit 50 kWth eingesetzt werden.
•
Bei den Stadtwerken wird die Branche sowie der Gaseinsatzzweck (Heizung
oder Prozessgas) für die Betriebe erfragt.
Die Liste der erfassten Betriebe findet sich im Tabelle 12-7 im Anhang, in dieser sind
20 Großkunden erfasst. Dabei sind zum einen Einzelbetriebe mit einem
Gasverbrauch > 500 MWh jährlich aufgezeigt, zum anderen Gebiete, in denen
mehrere Großkunden angesiedelt sind, deren Verbrauch zusammen > 500 MWh
beträgt. Je nach Größe und Lage dieser Betriebe zueinander könnten einzelne
Betriebe mit einem Mini-BHKW zur Eigenversorgung ausgestattet werden, bzw. eine
gemeinsame Versorgung mehrerer Betriebe mit einem BHWK kann sinnvoll sein. Für
die genaue Auslegung der BHKWs sind detaillierte Einzelbetrachtungen des
jeweiligen Betriebs bzw. der Betriebe nötig. Die Liste stellt das technische Potenzial
in St. Ingbert dar.
Das technische KWK-Wärmepotenzial im Sektor Industrie liegt insgesamt bei ~
20 GWhth und im Sektor GHD bei ~ 2 GWhth. Die über KWK erzeugte Strommenge
kann rund 16 GWh betragen.
Zur Ermittlung des technisch-wirtschaftlichen Potenzials werden zwei Berechnungen mit BHKW-Plan erstellt:
•
Für einen Einzelbetrieb (die Ackermann & Hertel GmbH)
•
Für ein kleineres Industriegebiet mit Fertigungs- und Logistikunternehmen
(Gebiet 85)
Die Ergebnisse hierzu finden sich in Abschnitt 4.6.2.
4.4 KWK-Potenzial öffentliche Gebäude
Um das KWK-Potenzial im öffentlichen Sektor zu ermitteln, wird ebenfalls das
Berechnungsprogramm BHKW-Plan genutzt, welches über Heizwärmebedarf und
Gebäudetyp eine Jahresdauerline erstellt. Anschließend kann daraus das BHKW
dimensioniert und die Vollbenutzungsstunden abgeleitet werden. Es wird dabei
über die in BHKW-Plan hinterlegten Typgebäude vorgegangen, die in Größe und
Verbrauch mit den Gebäuden in St. Ingbert abgeglichen werden. Nach Größe der
Seite 59 von 237
Nutzungsfläche sowie Gebäudetyp werden drei potenzielle Gebäude bzw.
Gebäudegruppen identifiziert. Die Typgebäude sind dabei folgende:
•
Verwaltungsgebäude mit Gebäudenutzfläche ca. 2.000 m², Wärmebedarf
140 MWh/a
•
Schulen mit Gebäudenutzfläche ca. 2.000 m², Wärmebedarf ~ 380 MWh/a
•
Schulen mit Gebäudenutzfläche ca. 3.400 m², Wärmebedarf ~ 246 MWh/a
Aus Gründen von Laufzeit und Wirtschaftlichkeit werden nur Gebäude gewählt,
die eine Nutzfläche von mindestens 2.000 m² besitzen, da die Berechnungen mit
BHKW-Plan ansonsten zu geringe Vollbenutzungsstunden ergeben.
Da im Drahtwerk Nord seit knapp einem Jahr ein Biomasse-Heizwerk betrieben
wird, das neben den Gewerbebetrieben im Drahtwerk Nord auch das Rathaus
und die umliegenden öffentlichen Gebäude versorgt, werden diese nicht im KWKPotenzial berücksichtigt. Von den 51 städtischen Gebäuden bleiben ein
Verwaltungsgebäude, sechs Schulen mit einer Gebäudefläche von ~2.000 m²
sowie drei mit einer Fläche von ~ 3.400 m². Die beiden kommunalen Schulen, die
zum heutigen Zeitpunkt mit Nachtspeichersystemen beheizt werden (siehe Seite
54), werden ebenfalls für das KWK-Potenzial erfasst. Die Kreisschule in der
Wallerfeldstraße verbraucht 278 MWh/a an Heizenergie, d.h. sie wird dem
kleineren Schultyp zugeordnet, die Schule in Zur Schnapphahner Dell gehört mit
431 MWh jährlich vom Verbrauch her zum größeren Schultyp. Da im Bereich
öffentliche Gebäude sonst nur städtische Gebäude erfasst sind, werden die
kommunalen Schulen dem Sektor GHD zugeteilt.
Im Verwaltungsgebäude können mit einem BHKW mit 12,5 kWth und 5,5 kWel
Vollbenutzungsstunden von > 4.000 erreicht werden. Für die Schulen mit Grundfläche 2.000 m² ergeben sich beim gleichen BHKW-Typ Vollbenutzungsstunden von
> 5.700. In Schulen ~ 3.400 m² können Vollbenutzungsstunden von > 6.100 erlangt
werden. Um die Anzahl der Betriebsstunden im Teillastbereich zu steigern, kann ein
zweites BHKW eingesetzt werden. Beim Gebäudetyp „Schule 3.400 m²“ lässt sich
damit die Nutzungszeit auf ~6.300 Volllaststunden und zusätzliche Betriebssunden
im Teillastbetrieb von ca. 5.000 h/a steigern.
Die durchgeführten Wirtschaftlichkeitsberechnungen ergaben, dass im Verwaltungsgebäude und in den kleineren Schulen keine Wirtschaftlichkeit erreicht wird.
Daher werden diese für die Bestimmung des Gesamtpotenzials im Bereich
öffentliche Gebäude nicht berücksichtigt. Die Kreisschule wird, wie bereits
erläutert, dem Bereich GHD zugeschlagen.
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Gebäude
BHKW-Leistung
thermisch [kW]
BHKW-Leistung
elektrisch [kW]
Vollbenutzungsstunden
Albert-WeisgeberSchule
12,5
5,5
> 6.100
Mühlwaldschule
12,5
5,5
> 6.100
Kreisschule Zur
Schnapphahner Dell
12,5
5,5
> 6.100
Schulen ~ 3.400 m²
Tabelle 4-3: KWK-Potenziale im Bereich öffentliche Gebäude
Das gesamte technisch-wirtschaftliche Potenzial kann Abschnitt 4.6 entnommen
werden. Dieses beinhaltet die oben aufgeführten städtischen Schulen, wobei sich
zwei davon innerhalb der in Abschnitt 4.5 beschriebenen Cluster befinden. Weitere
städtische Gebäude innerhalb der Cluster werden ebenfalls dem Potenzial des
öffentlichen Sektors zugerechnet. Bei Gebäuden, die innerhalb eines Clusters
liegen, wird für diese ein Anschluss an das Nahwärmenetz im Gebiet
angenommen, wodurch der Anteil der KWK-Wärme höher liegt als bei der
Versorgung einzelner Gebäude mit einem einzelnen dezentralen BHWK. Die
Stromkennzahl wird ebenfalls verbessert.
4.5 Bildung von KWK-Clustern
In Abschnitt 4.1 bis 4.4 wurden die Potenziale für Kraft-Wärme-Kopplung im
Wohngebäudebereich, im Industrie- und Gewerbebereich sowie im öffentlichen
Bereich aufgezeigt. Im folgenden Abschnitt sollen die einzelnen Potenziale, die in
St. Ingbert in den verschiedenen Bereichen und Gebieten bestehen, zu größeren
Nahwärmeclustern zusammengefasst werden. Durch die Clusterbildung wurde die
Liste der möglichen Gebiete noch erweitert, da direkt angrenzende Gebiete
teilweise mit in ein größeres Cluster aufgenommen wurden. Der GIS-Darstellung
Abbildung 12-27 kann die Lage der Cluster entnommen werden.
Seite 61 von 237
Folgende Cluster wurden gebildet und werden nachfolgend kurz beschrieben:
Cluster
Gebiete gemäß
Tabelle 12-5
1
2
24
22
32
33
4
5
7
8
9
10
Wärmebedarf
(Heizung und WW)
[MWh]
1.160
157
138
2.681
7.666
Südstraße 3 größere Wohnblocks + Logistik
3
6
Betriebe, Wohngebäude, öffentliche
Gebäude
21 Spedition
Metallverarbeitender Betrieb
SAP
20 kommunale Schulen (3 Schulen)
17
1.666
Wohngebäude
Wohngebäude
Wohngebäude
Wohngebäude
4.077
9.755
2.835
4.870
38 Wohngebäude
11 Wohngebäude
2.497
4.597
39 Fitnesscenter, Einkaufszentrum
8
L1
Richard-WagnerStr.
Am Schafweiher
Beethovenstr.
Brahmsstr.
Teilgebiet von 35
Wohngebäude
Wohngebäude
5.983
6.855
Wohngebäude
Wohngebäude
Wohngebäude
Wohngebäude
Wohngebäude
1.524
1.021
1.124
325
624
5 Wohngebäude
14 Wohngebäude
4.597
7.594
Becker Gewerbepark
2 Wohngebäude
896
29 Wohngebäude
8.799
11
1 Wohngebäude
12.191
12
55 Wohngebäude
4.913
13
58 Wohngebäude
Wohngebäude
87 (Nachtspeichergebiet)
4.615
14
947
Tabelle 4-4: Mögliche Nahwärmecluster
Bei Cluster 1 handelt es sich um eine Spedition (‚Am Güterbahnhof’), die in
räumlicher Nähe zu einem größeren Schulzentrum liegt. Östlich der Straße ‚Am
Schmelzer Wald’ liegen Kreisrealschule und Berufsbildungszentrum mit
Technischem Gymnasium. Nicht weit entfernt sind weitere Schulen, eine
Sonderschule und ein Sonderkindergarten der Caritas, sowie der Neubaubereich
des Leibniz Gymnasiums. Weiterhin schließt die Firma SAP Retail Solutions
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nordöstlich der ‚Wallerfeldstraße’ an das Gebiet an. Westlich der
Bahnunterführung schließt ein größerer metallverarbeitender Betrieb an das
Gebiet an. Der Gesamtgasverbrauch von Spedition, SAP, Industriebetrieb und der
drei Schulen beläuft sich auf rund 4136 MWh jährlich.
Cluster 2 umfasst Gebiet 17, sowie 3 größere Wohnblocks mit jeweils ungefähr 8
Etagen und ein Logistikunternehmen in der Südstraße. Hauptsächlich sind hier
Mehrfamilien- und Reihenhäuser anzutreffen, die in der Baualtersklasse 1946 – 1969
liegen und relativ dicht aneinander gebaut sind. Die Gasanschlussquote liegt mit
ca. 50 % unter dem Durchschnittswert in St. Ingbert. Der spezifische Energiebedarf
beträgt rund 2.400 kWh/m. Das Gebiet könnte, je nachdem wie sich die
Eigentümerschaft der Gebäude darstellt, für ein KWK-Gebiet interessant sein.
Das Cluster 3 beinhaltet Gebiet 24, bei dem es sich um einen dicht bebauten
„Straßendorfbereich“ mit ca. 120 Häusern und einem spezifischen Energiebedarf
von ~ 3.000 kWh/m handelt. Die Gebäude sind zum Großteil vor 1919 errichtet.
Cluster 4 umfasst die innerstädtischen Gebiete 22, 32, 33 und 38. Weiterhin sollte
bei Umsetzung eines Nahwärmegebietes der Anschluss des nahe gelegenen
Altenheims (Gebiet 40) sowie der Kreisschule (Gebiet 41) erwogen werden.
Aufgrund der dichten Bebauung liegt der spezifische Energiebedarf im Cluster bei
2.000 – 4000 kWh/m. Gebiet 22 ist ein relativ dicht bebautes Wohngebiet, in dem
oft Haus an Haus liegt (Anschlussdichte 4.000 kWh/m). Da es etwas abseits von
Gebiet 32 und 33 liegt, könnte auch die Bildung zweier kleinerer Cluster, einmal
Gebiet 22 und 38, bzw. 32 und 33, erwogen werden. Neben Wohnhäusern und
kleineren Gewerbebetrieben sind in Gebiet 38 ein privates Gymnasium und eine
alte Baumwollspinnerei, die evtl. zum Museum umgebaut werden soll, vorzufinden.
Gebiet 33 ist eher eine innerstädtische Bebauung mit zur Zeit noch einigen
Leerflächen. Einige Gewerbe (Hotel und einige Geschäfte) sind dort angesiedelt,
weiterhin liegt die Akademie der Saarwirtschaft in diesem Gebiet. Mit ca.
2.600 kWh/m wäre das Gebiet wirtschaftlich interessant.
Bei Cluster 5 handelt es sich um ein älteres, dich bebautes Wohngebiet (Gebiet
11), in dem überwiegend sehr kleine Häuser stehen. Potenziell wäre ein spezifischer
Anschlusswert von ca. 3.000 kWh/m umzusetzen. Die Gasanschlussquote ist mit
80 % im Gebiet relativ hoch. Es grenzen ein Sportplatz, ein Fitness Center und ein
großes Einkaufszentrum an das Gebiet.
In Cluster 6 sind die Josefstaler Straße, Gebiet 8 sowie die Stichstraßen zur
Josefstaler Straße; Richard-Wagner-Straße, Am Schafweiher, Beethovenstraße und
Brahmsstraße zusammengefasst. Der spezifische Anschlusswert ist mit
> 3.000 kWh/m in der Josefstaler Straße relativ hoch. In Gebiet 8, einem
Wohngebiet mit ein paar kleineren Gewerbebetrieben im westlichen Teil, liegt der
Anschlusswert ebenfalls bei rund 3.000 kWh/m. Der südliche Teil von Gebiet 8 ist
gleichmäßig bebaut, vorwiegend in Form von Doppelhaushälften. Im nördlichen
Teil gibt es drei große Wohnblocks und nahe dabei einige Reihenhauszeilen. Dieser
Seite 63 von 237
Bereich könnte sich auch als ein getrenntes Nahwärmegebiet eignen. Das
Baualter im Cluster liegt zum großen Teil zwischen 1919 und 1945.
Cluster 7 umfasst einen Teilbereich von Gebiet 35, in dem es eine einer Dorfanger
ähnliche Situation mit ca. 30 Reihenhäusern gibt. Diese sind alle ca. 15 Jahre alt
und könnten sich aufgrund des zeitgleichen Erneuerungsbedarfs der Heizanlagen
für ein Nahwärmesystem eignen. Der Endenergiebedarf im Gebiet liegt bei ca.
624 MWh/a. Eine genauere Untersuchung wäre sinnvoll.
Cluster 8 umfasst Gebiet 5, ein Wohngebiet mit einem Baualter von 1919 – 1945,
einer hohen Gasanschlussdichte und einem spezifischen Energiebedarf von ca.
2.300 kWh/m. Das Gebiet liegt in der Nähe des Kreiskrankenhauses und des
Gesundheitsparks. Auf der gegenüberliegenden Seite ist das Müttergenesungsheim. Im Gesundheitspark ist bereits ein BHKW installiert, dass das Nachtspeichergebiet (Gebiet 87) evtl. mit versorgen soll. Durch eine Erweiterung könnte auch
Gebiet 5 angeschlossen werden.
Cluster 9 umfasst Gebiet 14 (Wohngebiet) sowie den in unmittelbarer Nähe
liegenden Becker-Gewerbepark. Weiterhin haben die Stadtwerke hier eine
Zentrale, einen Bauhof. Das Wohngebiet ist relativ dicht bebaut, der spezifische
Anschlusswert liegt bei ~ 2.600 kWh/m. Die meisten Häuser sind zwischen 15 und 20
Jahre alt, daher dürfte ein Ersatz der Heizungsanlagen in nächster Zeit anstehen.
Cluster 10 beinhaltet die Gebiete 2 und 29. Bei Gebiet 29 handelt es sich im
Wesentlichen um zwei gerade Straßen à 1 km, mit beidseitig dichter Bebauung.
Der spezifische Energiebedarf liegt mit 9.000 kWh/m sehr hoch. Die Häuser sind zum
Großteil vor 1919 errichtet. Die 34 Häuser im anschließenden Gebiet 2 liegen in der
Baualtersklasse 1970 – 1989, der spezifische Gasverbrauch bei rund 9.600 kWh/m,
da die bebaute Straßenlänge in diesem Gebiet mit ca. 200 m nur gering ist.
Cluster 11 umfasst Gebiet 1, das aufgrund der Gebietsform und des Schwimmbads
(„das blau“), das sich dort befindet, für eine nähere Betrachtung ausgewählt
wurde. Im Schwimmbad ist bereits ein BHKW installiert, das evtl. erweitert werden
könnte, um die umliegenden Anwohner mitzuversorgen. Der spezifische Anschlusswert liegt bei ca. 2.000 kWh/m. Es handelt sich um ein reines Wohngebiet mit
relativ dichter Bebauung. Am westlichen Ende gibt es 3 – 4 Mehrfamilienhäuser
(ca. 9 Stockwerke). Am östlichen Ende liegt eine Grundschule, die in Kürze verkauft
werden soll, die weitere Nutzung ist noch nicht geklärt.
Mit ca. 2.700 kWh/m weist Cluster 12 einen betrachtenswerten spezifischen
Anschlusswert auf. Ansonsten weißt das Gebiet keine Merkmale auf, die es für ein
Nahwärmenetz besonders eignen würden.
In Cluster 13 liegt der spezifische Anschlusswert bei rund 2.300 kWh/m. Weiterhin
grenzt es an 3 – 4 größere Mehrfamilienhäuser in Gebiet 59 sowie an einige
Industriebetriebe in Gebiet 47. In Gebiet 59 liegt die Gasanschlussquote mit ca.
60 % unter dem Durchschnitt in St. Ingbert. Das Baualter liegt im Bereich 1946 –
Seite 64 von 237
1969. Je nach Baualter des Gasanschlussnetzes kann das Gebiet für ein
Nahwärmenetz in Frage kommen.
Cluster 14 beinhaltet das Nachtspeichergebiet (Gebiet 87). Auf dieses Gebiet wird
in Kapitel 4.6.1 genauer eingegangen.
4.6 Wirtschaftlichkeitsrechnungen zum KWK in St. Ingbert und
Abschätzung
des
KWKGesamtpotenzials
Zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit des KWK-Einsatzes in den unterschiedlichen
Sektoren und Gebieten werden verschiedene Wirtschaftlichkeitsberechnungen
durchgeführt. Dabei wird in zwei Schritten vorgegangen. Zum einen wird die
Wirtschaftlichkeit eines Nahwärmenetzes für das Gebiet ’In den Schwammwiesen’/
‚Am Hasenbühl’ berechnet, daraus Kennzahlen gebildet und so Aussagen für
andere Nahwärmegebiete abgeleitet. Weiterhin wird die Wirtschaftlichkeit der
Anlagentechnik berechnet. Dafür wird eine überschlägige BHKW-Auslegung für ein
Wohngebiet, das Innerstädtische Cluster, einen kleineren Industriebetrieb, ein
Industriegebiet und eine Schule durchgeführt und jeweils die Wirtschaftlichkeit
beurteilt. Aus den Berechnungen wird anschließend das technisch-wirtschaftliche
Gesamtpotenzial ermittelt.
4.6.1 Wirtschaftlichkeitsberechnung Nahwärmenetz
Intensiv betrachtet wurden exemplarisch die Wohngebiete in den Straßen ‚Am
Hasenbühl’, ‚In den Schwammwiesen’ und ‚Dr. Erhardt Str.’, wo bisher
Nachtspeicherheizungen zu Heizzwecken eingesetzt werden. Dieses Gebiet wurde
ausgewählt, da hier schon mehrfach Alternativen zu den Nachtspeicherheizungen
bei den Stadtwerken nachgefragt wurden. Weiterhin ist die Lage des Gebietes
günstig, da es sich in unmittelbarer Nähe zum Kreiskrankenhaus befindet, über
dessen BHKW, das noch freie Kapazitäten aufweist, die Wohngebäude im Gebiet
ggf. mitversorgt werden könnten. Da die Anlagentechnik daher bereits vorhanden
ist, wird im Folgenden lediglich die Amortisation des Netzes betrachtet.
Dabei wurden zunächst die Mehrfamilienhäuser ‚Am Hasenbühl 11-14’ separat
bewertet und darauf aufbauend der gesamte ‚Hasenbühl’ plus die Wohnhäuser
im Straßenzug ‚In den Schwammwiesen’. In einer dritten Betrachtung wurden die
beiden Wohngebiete um die Häuser in der ‚Dr. Erhardt-Str.’ erweitert. Durch die
unterschiedliche Abwärmemenge und Wärmelasten, aber auch durch die
Entfernung der Wärmeabnehmer untereinander ergaben sich unterschiedliche
Wirtschaftlichkeiten, die es zu betrachten galt.
Seite 65 von 237
In der Untersuchung wurden die Kosten einmal für eine Umrüstung auf Erdgas
sowie eine Umrüstung auf ein Nahwärmenetz, welches durch das BHKW des
naheliegenden Krankenhauses gespeist werden soll, abgeschätzt sowie hieraus,
sofern sich diese ergibt, eine Amortisationszeit ermittelt sowie die CO2-Emissionen
bestimmt.
Folgende Varianten wurden betrachtet:
•
•
•
•
•
•
•
Anschluss der drei größeren Mehrfamilienhäuser ‚Am Hasenbühl 11, 12 und 14’
mit einem Gesamtheizwärmebedarf von 306 MWh/a (Verbrauchsjahr 2006).
Anschluss der gesamten Straßenzüge ‚Am Hasenbühl’ und ‚In den
Schwammwiesen’ mit einem Gesamtheizwärmebedarf von 709 MWh/a
(Verbrauchsjahr 2006).
Anschluss der Straßenzüge ‚Am Hasenbühl’, ‚In den Schwammwiesen’ und ‚Dr.Erhardt-Straße’ mit einem Gesamtheizwärmebedarf von 947MWh/a
(Verbrauchsjahr 2006).
Als Referenz wird der Einbau eines Gas-Niedertemperaturkessels (85%
Jahresnutzungsgrad) herangezogen.
Eine Kostenbetrachtung aus Kundensicht auf Basis einer über alle Gebäude
vorgenommenen Vollkostenwärmerechnung
sowie aus Sicht des Energieversorgers hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit eines
Gas- bzw. Wärmenetzes, unter Berücksichtigung von Rohrleitungsverlegungen
über öffentliche Wege sowie
einer Haus-zu-Haus-Verlegung als kostenmindernde Maßnahme beim
Wärmenetz.
In den Varianten wurden jeweils die Vollkosten statisch ermittelt. Das heißt, es
wurden keine Preisentwicklungsszenarien unterstellt. Der Grund hierfür liegt darin,
dass selbst die aktuellsten verfügbaren Szenarien durch die Marktentwicklung
bereits wieder überholt sind. Sinnvoller und eingehender schien es daher, die
Sensitivität der wichtigsten Parameter - dies wären hier der Gas- und Strompreis
sowie die Investitionen und Zinsen - darzustellen. Alle Preise, Kosten und Zinsen
gelten in den nachfolgenden Darstellungen als „real“, dass heißt sie wurden um
die Inflation korrigiert. Für die Sensitivitätsanalysen wurde daher unterstellt, dass
Preise, Kosten und Zinsen über die Zeit konstant bleiben zu Marktwerten 2007. Das
Jahr 2007 wurde auf Grund der aktuellsten zur Verfügung stehenden
Verbrauchszahlen und Jahreswerte gewählt.
Die nachfolgenden Darstellungen zeigen die Sensitivität der vier oben genannten
Faktoren auf die gerechneten Varianten. Es wurde dabei jeweils nur ein Parameter
geändert, alle anderen blieben auf den Marktwerten 2007.
Die Amortisationszeit ergibt sich dabei in den folgenden Darstellungen als Quotient
aus den Mehrkosten der Neuinvestition - d.h. die Differenz zwischen Gas-NTHeizungen plus Warmwasserverteilsystem und einer Reinvestition für Nachtspeicherheizungen (NSH) - und den Einsparungen aus der Umstellung auf Gas
Seite 66 von 237
(jährliche Kosten für Heizstrom, Betrieb und Wartung der NSH subtrahiert mit den
jährlichen Kosten für Gas und den dort anfallenden Betriebs- und Wartungskosten).
Durch die Betrachtung ganzer Straßenzüge entsteht eine Mischkalkulation, die
dem Energieversorger einen ersten Anhaltspunkt darüber geben soll, welche
Netzgröße bei gegebenen Preisen wirtschaftlich umsetzbar ist, da voraussichtlich
genügend Kunden gewonnen werden können. Es entsteht jedoch keine Aussage
über die Wirtschaftlichkeit einer Umstellung für einzelne Wohnobjekte.
Gerade in den drei Mehrfamilienhäusern (MFH) ist eine Umstellung auf Erdgas sehr
vorteilhaft, da sich Kessel und Warmwasserverteilung relativ günstig gegenüber
einem Austausch aller NSH darstellen und der Unterschied in den jährlichen
Betriebskosten erheblich ist.
Gas aus Kundensicht Hasenbühl 11-14
Amortisationszeit
3,00 a
2,50 a
Invest
2,00 a
Zins
1,50 a
Gaspreis
1,00 a
Strompreis
0,50 a
0,00 a
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
Sensitivität
Kundensicht (Ersatz der Nachtspeicherheizungen durch Gas-Zentralheizung)
Da es sich hierbei jedoch um Mietobjekte handelt, trägt der Vermieter die Kosten,
kann diese aber nicht ohne weiteres auf die Mieter umlegen. Ein Geben und
Nehmen beider Seiten („win win Situation“) mag aber für alle drei Akteure (inkl.
Stadtwerke) einen gangbaren Weg darstellen. So könnten Mieter und Vermieter
sich auf eine Erhöhung der Kaltmiete einigen, so dass die Mieter trotzdem „unterm
Strich“ eine spürbare Entlastung haben und der Vermieter die Investition
refinanzieren kann. Die Stadtwerke könnten einen günstigen Gas- oder
Nahwärmepreis und kostengünstige Anschlusskosten (inkl. Übergabestation)
anbieten. Außerdem eröffnet sich bei diesem Projekt die Aussicht auf
Seite 67 von 237
Landesförderung, die einen zusätzlichen Anreiz für eine schnelle Umrüstung
darstellen könnte (siehe Kapitel 1, Klimaschutzkonzept der Landesregierung).
Mit der Hinzunahme weiterer kleinerer Gebäude mit spezifisch höheren
Umstellungskosten steigt die durchschnittliche Amortisationszeit wie zu erwarten an
bzw. ist unter den hier zugrunde gelegten Annahmen in den unwirtschaftlichen
Bereich gerutscht (bei absinkendem Strompreis). Letzteres geschieht in dem
nachfolgend betrachteten Fall, wenn ein sinkender Strompreis die Betriebskosten
der NSH sehr günstig dastehen lässt.
Amortisationszeit
Gas aus Kundensicht Hasenbühl & Schwammwiesen & Dr.
Erhard Str
16,00 a
14,00 a
12,00 a
10,00 a
8,00 a
6,00 a
4,00 a
2,00 a
0,00 a
Invest
Zins
Gaspreis
Strompreis
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
Sensitivität
Abbildung 4-3: Amortisationszeit für die Gebiete ‚Hasenbühl’, ‚Schwammwiesen’
und ‚Dr. Erhardt Str.’ bei einzelner Variation der Eingangsparameter
Investitionskosten, Zinsen, Gas- und Strompreis aus Kundensicht für Gas (Ersatz der
Nachtspeicher durch Gas-Zentral- oder –Einzelheizung)
Eine größer werdende „Spanne“ zwischen Strom- und Gaspreis wirkt sich bei
steigendem Gas- und fallendem Strompreis natürlich unvorteilhaft auf die
Gasheizung aus. Dies gilt auch im Falle eines Nahwärmenetzes, dessen Wärme auf
Erdgas beruht. In den hier betrachten Fällen, d.h. bei Veränderung jeweils nur
eines Parameters wird diese Situation nicht betrachtet. Auf die Auswirkung einer
gegenläufigen Entwicklung von Strom- und Gaspreis wird im Folgenden noch
eingegangen (siehe Abbildung 4-10).
Vielmehr zeigt sich bei der Betrachtung von ‚Hasenbühl’, dass die Investitionen für
die Umstellung auf Erdgas etwas niedriger liegen, als die Re-Investition für alle
Nachtspeicherheizungen. So kommt es zu dem Phänomen, dass die
Amortisationszeit in diesem Fall negativ wird, d.h. die Umstellung amortisiert sich
Seite 68 von 237
nahezu sofort. Dies ist der nachfolgenden Darstellung mit Amortisationszeit 0,00
Jahre gekennzeichnet. Da die Investitionskosten für den Re-Invest in NSH höher
sind, fallen prozentuale Änderungen der Investitionskosten betraglich
entsprechend größer aus als bei den geringeren Investitionskosten für die
Erdgasheizung. Daher steigt in diesem besonderen Fall die Amortisationszeit der
Gas-Ersatzlösung bei fallenden Investitionskosten.
Nahwärme aus Kundensich Hasenbühl 11-14
Amortisationszeit
0,30 a
0,25 a
Invest
0,20 a
Zins
0,15 a
Gaspreis
0,10 a
Strompreis
0,05 a
0,00 a
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
Sensitivität
Kundensicht (Ersatz der NSH durch Nachwärme)
Mit Hinzunahme der Einfamilienhäuser (Schwammwiesen), die spezifisch höhere
Investitionskosten bezogen auf den Wärmebedarf haben, steigt die
durchschnittliche gewichtete Amortisationszeit an. Auch hier würden lediglich im
Verhältnis stark sinkende Strompreise Investitionen in Nahwärme unwirtschaftlich
machen.
Seite 69 von 237
Nahwärme aus Kundensich Hasenbühl & Schwammwiesen
14,00 a
Amortisationszeit
12,00 a
10,00 a
Invest
8,00 a
Zins
6,00 a
Gaspreis
4,00 a
Strompreis
2,00 a
0,00 a
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
Sensitivität
bei einzelner Variation der Eingangsparameter Investitionskosten, Zinsen, Gas- und
Strompreis aus Kundensicht (Ersatz der NSH durch Nahwärme)
Für die Stadtwerke St. Ingbert sind neben den Vollkostenwärmepreisen für Gas und
Heizstrom vor allem auch die Investitionskosten für das Gas- bzw. das
Nahwärmenetz sowie die Heizzentrale interessant. Ermittelt wurde die
Wirtschaftlichkeit der Netzinvestitionen nach der Barwertmethode. Die Barwertmethode - auch als Kapitalwertmethode bekannt – ist ein finanzmathematisches
Verfahren der Investitionsrechnung. Durch Abzinsung und Addition der
Jahresergebnisse mit dem Kalkulationszinssatz auf den Betrachtungs- bzw.
Entscheidungszeitpunkt (in diesem Fall 2007) erhält man den Kapitalwert der
betrachteten Investition. Ist dieser positiv, so ist das Investitionsprojekt, bezogen auf
den zugrunde liegenden Kalkulationszins, absolut vorteilhaft. Werden mehrere sich
gegenseitig ausschließende Investitionsalternativen verglichen, so ist die mit dem
größten Kapitalwert die relativ vorteilhafteste.
Die Zeitdauer wiederum, welche zum Erhalt der Summe der Einzelbarwerte
benötigt wird, die gleich der Investitionssumme ist, gibt die Amortisationszeit der
Investition wieder.
Die Investition in ein Erdgasnetz – unter der Berücksichtigung eines
gleichbleibenden
Gesamtwärmebedarfs
–
im
Falle
‚Hasenbühl’
&
‚Schwammwiesen’ macht deutlich, dass eine Absenkung von Gaspreisen im
gleichen Verhältnis bei Stadt und Endverbraucher zur Unwirtschaftlichkeit des
Netzes bezogen auf die technische Lebenszeit führen kann. Die Ursache ist in den
zu geringen Überschüssen zu sehen, welche eine Amortisation innerhalb der
Seite 70 von 237
technischen Lebenszeit unmöglich machen. Auch zu hohe Zinsen
Investitionskosten wirken sich negativ auf eine Investitionsentscheidung aus.
und
Da Strom für Pumpzwecke (Druckerhaltung) nicht berücksichtigt wurde, hat der
Strompreis bei der Rechnung keine direkten Auswirkungen auf das Gasnetz
(Abbildung 4-6).
Gas aus Stadtwerkesicht Hasenbühl & Schwammwiesen
Amortisationszeit
35,00 a
30,00 a
25,00 a
Invest
20,00 a
Zins
15,00 a
Gaspreis
10,00 a
Strompreis
5,00 a
0,00 a
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
Sensitivität
Abbildung
4-6:
Amortisationszeit
für
die
Gebiete
‚Hasenbühl’
und
‚Schwammwiesen’
bei
einzelner
Variation
der
Eingangsparameter
Investitionskosten, Zinsen, Gas- und Strompreis aus Versorgersicht (Ersatz NSH durch
Gas-Zentral- und –Einzelheizungen)
Wesentlich stabiler stellt sich das Nahwärmenetz dar, welches zwar auch sensibel
auf Investitions- und Gaspreise reagiert, jedoch sich innerhalb seiner technischen
Lebenszeit bei allen hier geprüften Sensitivitäten amortisieren würde.
Seite 71 von 237
Nahwärme aus Stadtwerkesicht Hasenbühl 11-14
Amortisationszeit
5,20 a
5,00 a
Invest
4,80 a
Zins
4,60 a
Gaspreis
4,40 a
Strompreis
4,20 a
4,00 a
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
Sensitivität
Abbildung 4-7: Amortisationszeit für das Gebiete Hasenbühl bei einzelner Variation
Versorgersicht (Ersatz NSH durch Nahwärme)
Seite 72 von 237
Die nachfolgende Tabelle stellt die Zusammenfassung der bei der Berechnung
verwendeten Ausgangswerte dar.
Am Hasenbühl 11-14
Nahwärmeversorgung
Investitionskosten
Netzkosten
Netzlänge
Planung und Unvorhergesehenes
Stück
1
Preis
(netto)
11.350,00 €
30 m
8%
908,00 €
Gesamtförderung unter
Berücksichtigung der max. Förderung
865,00 €
Gesamtinvestition
11.393,00 €
jährliche Kosten
spez. Kosten
angesetzter Realzins zur Ermittlung der
Annuität
5,2%
Annuität Netzkosten
bei Lebensdauer von
Betrieb und Wartung
Planung und Unvorhergesehenes
5,99%
40 a
2%
8%
Gaskosten
Verbrauch
Kosten
627,87 €/a
227,86 €/a
50,23 €/a
4,31 Ct/kWh
430,4 MWh/a
Jahreskosten
18.556,04 €/a
19.462,00 €/a
Anschlüsse
spez. Wert
Bedarf
Selbstkostenpreis
anlegbarer Arbeitspreis
anlegbarer Leistungspreis gesamt
Leistungspreis pro Jahr bis 20 kW
für jedes weitere kW/a
anlegbarer Verrechnungspreis gesamt
DN 32
DN 25
DN 20
Durchschnittspreis aus
Arbeits- und Leistungspreis plus
Invest und Wartung
(entspricht Erdgasvollkostenpreis)
Gesamtpreis
(netto)
11.350,00 €
4,52 Ct/kWh
306,5 MWh/a
1
1
1
Gewinn je abgesetzter kWh gegenüber Erdgas
betrieblicher Ertrag pro Jahr: (jährliche Einnahmen
abzüglich der Jahreskosten)
Barwert
Differenz zu Invest
Amortisationszeit
6,93 Ct/kWh
227,86 €/a
36,75 €/a
1,80 €/a
227,86 €/a
94,70 €/a
73,98 €/a
59,18 €/a
7,63 Ct/kWh
0,86 Ct/kWh
2.912,53 €/a
48.637,30 €/a
37.244,30
4,5 a
Tabelle 4-5: Berechnungsergebnisse bei getroffenen Preisannahmen für das
Nahwärmenetz Hasenbühl
Seite 73 von 237
Bei der zweiten Variation (Hasenbühl und Schwammwiesen) wurden zwei Fälle
unterschieden. Dabei wurde in einem der beiden Fälle eine Minderung der
Netzkosten durch eine Haus-zu-Haus-Verlegung vorgenommen.
Nahwärme aus Stadtwerkesicht Hasenbühl &
Schwammwiesen
Amortisationszeit
30,00 a
25,00 a
Invest
20,00 a
Zins
15,00 a
Gaspreis
10,00 a
Strompreis
5,00 a
0,00 a
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
Sensitivität
Strompreis aus Versorgersicht (Ersatz NSH durch Nahwärme konventionell verlegt)
Nahwärme aus Stadtwerkesicht Hasenbühl & Schwammwiesen
(Haus-zu-Haus)
25,00 a
Amortisationszeit
20,00 a
Invest
15,00 a
Zins
Gaspreis
10,00 a
Strompreis
5,00 a
0,00 a
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
Sensitivität
Strompreis aus Versorgersicht (Ersatz der NSH durch Nahwärme bei Haus-zu-HausVerlegung)
Seite 74 von 237
Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung des Nahwärmenetzes gerechnet für den Fall 2
‚Am Hasenbühl’ und ‚In den Schwammwiesen’ dient dabei auch als Grundlage für
die Ermittlung eines Schwellenwertes für weitere potenzielle Nahwärmeversorgungsgebiete in St. Ingbert. Im Gebiet wurde ein durchschnittlicher
Anschlusswert über alle Gebäude von 2.000 kWh/m ermittelt. Bei dieser
Anschlussdichte kann ein Nahwärmenetz wirtschaftlich umgesetzt werden, wie
obige Berechnungen gezeigt haben. Daher wird dieser Anschlusswert für die
Ermittlung der technisch-wirtschaftlichen Nahwärmegebiete aus Ausgangswert
angesetzt.
4.6.2 Wirtschaftlichkeitsberechnungen Anlagenteil
Nachfolgend werden Wirtschaftlichkeitsberechnungen für fünf BHKW-Anlagen
vorgenommen, die zugrunde gelegten Annahmen erläutert und die Ergebnisse
dargestellt:
In allen Gebieten wird eine 100%ige Einspeisung nach KWKG in das öffentliche
Stromnetz vorausgesetzt. Auch im Falle der Ermittlung der Amortisationszeit im
Gebiet 28 „kleinerer Industriebetrieb“ wurde von einer Volleinspeisung des Stroms
in das öffentliche Netz ausgegangen. Dies führte dazu, dass die Einspeisevergütungen selbst nicht zur Amortisation der Investition ausreichen. Daher wurde
in einer zweiten Rechnung für den kleineren Industriebetrieb ein 100%iger
Eigenverbrauch unterstellt. Gemäß dem derzeitigen Entwurf der KWKG-Novelle soll
das überarbeite KWKG auch den Zuschlag bei Eigenverbrauch auszahlen. Dies
führt bei der hier verwendeten Rechnung zu einer Amortisationszeit von rund 6
Jahren, wobei mit einem Zuschlag von 5,0 ct/kWh gerechnet wurde, der dem
derzeitigen Stand (Mai 2008) des KWKG entspricht.
Nachfolgende Tabelle gibt den lokalen Wärmebedarf sowie die für die
Berechnung zugrunde gelegten Parameter wieder. Preise für Erdgas und „übliche
Preise“ sind auf Ende 2007 bezogen. Der KWK-G-Bonus entspricht jedoch bereits
der KWK-G-Novelle, der bei einer Inbetriebnahme bis zum Jahr 2009 ausgezahlt
wird.
Der Zinssatz wurde über den gesamten Betrachtungszeitraum durchweg mit 5,2%
(real) angesetzt, der Gaspreis mit 4,311 ct/kWh(Hs) (real, Preisstand Ende 2007). Als
anlegbarer Wärmepreis für die Übergabe ins Nahwärmenetz wurden die Kosten für
Brennstoff zur Bereitstellung einer kWh(th) mittels Brennwertkessel festgesetzt (analog
der Betrachtung im Bereich ‚In den Schwammwiesen’ / ‚Am Hasenbühl’, Abschnitt
4.6.1. Dies führt zu einem Wärmepreis von rund 5,3 ct/kWh(th) (bei einem
unterstellten Jahresnutzungsgrad von 90%).
Die Amortisationszeit ergibt sich sodann aus der Summe der Barwerte der
jeweiligen Jahresergebnisse, welche der Summe der Investition entsprechen. Ist die
Amortisationszeit länger als die technische Lebenszeit – hier wurden 80.000
Seite 75 von 237
Betriebsstunden vorausgesetzt – so ist dies durch „nie“, das heißt „nicht
wirtschaftlich“ ausgedrückt.
Die Netze selbst wurden hierbei nicht in die Berechnungen eingezogen, da wegen
des Kriteriums „Anschlussmenge“ mit mehr als 2.000 kWh/m von einer Amortisation
während der technischen Lebenszeit ausgegangen wird.
Auch diese Berechnungen erfolgten auf Basis der Barwertmethode ohne
Dynamisierung von Preisen.
Nachfolgende Tabelle gibt die Parameter und Ergebnisse der Berechnungen
wieder.
Seite 76 von 237
Tabelle 4-6: Parameter und Ergebnisse der Amortisationszeitermittlung nach der
Barwertmethode für ausgesuchte Nahwärmegebiete
Seite 77 von 237
a
t/a
max. möglicher BioErdgas-Preis ct/kWh
Amortisationszeit
CO2
5.741
0,9
5.619
0,8
5,39
5,26
5,04
2.313
44%
47%
4,35
4.243
1.506
42%
2.442
39%
%
1.084
1.036.038
1.661.779
2.020
5,775
1,23
4,67
nie
15
3,4
5.159
44%
19
42%
8
11.315
5,775
2,06
6,39
5,63
16
3,4
5.395
44%
19
42%
8
15.315
0
2,06
Wohngebiet mit
kleinerer
kleinerer
Reihenhäusern Industriebetrieb
Industriebetrieb
(ca. 520) und 4
(100% Eigenverbrauch)
größeren
Mehrfamlienhäus
ern
Cluster 11
Gebiet 28
Gebiet 28
13.611
170
170
2,1
5
5
5,775
1,25
Cluster 4
22.149
2,1
Innerstädtisches
Gebiet mit
Wohnhäusern und
Gewerbe, rund 600
Gebäude
kW
kW
Nutzungsgrad
%
(therm., mit Angabe Hi)
jährliche Vollbenutzungsstunden Vbh
Vollwartung ct/kWh
elektrische Leistung
Nutzungsgrad
(elt., mit Angabe Hi)
thermische Leistung
Region
Wärmebedarf MWh/a
KWK-Bonus ct/kWh
üblicher Preis EEX ct/kWh
vNNE ct/kWh
Invest KWK, Spitzenkessel und
€
Peripherie + ggf. Gebäude
Übersicht
4,53
7,65
13
3,7
6.114
63%
13
26%
6
9.803
5,775
1,79
Gebiet 4
380
5
Schule 3.400m²
5,13
5,73
2.582
0,9
5.370
44%
1.672
42%
1.290
1.374.275
5,775
1,29
Gebiet 85
18.253
2,1
Industriegruppe
ca. 88.000m²
Nutzfläche
Mit Hilfe der Sensitivitätsanalyse wurden die Abhängigkeiten von Energiepreisen,
Zinsen und Investitionskosten herausgearbeitet.
Gaspreis
Innerstädtisches
Gebiet mit
Wohngebiet mit
Wohnhäusern und Reihenhäusern (ca.
Gewerbe, rund 600 520) und 4 größeren
Gebäude
Mehrfamlienhäusern
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
Strompreis
(Vergütung im
KWKG)
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
3,39
3,61
4,04
4,35
4,71
5,40
6,49
3,77
4,20
4,48
5,04
5,47
6,42
8,29
Innerstädtisches
Gebiet mit
Wohngebiet mit
Gebäude
Mehrfamlienhäusern
6,57
5,42
4,72
4,35
4,04
3,6
3,38
kleinerer
Industriebetrieb
kleinerer
Industriebetrieb
(100%
Eigenverbrauch)
6,44
7,11
4,51
8,31
kleinerer
Industriebetrieb
8,35
6,45
5,47
5,04
4,48
4,19
3,76
kleinerer
Industriebetrieb
(100%
Eigenverbrauch)
Schule 3.400m²
Industriegruppe ca.
88.000m² Nutzfläche
7,04
7,23
7,43
7,65
8,22
8,47
4,53
5,09
5,35
5,73
6,67
8,21
10,21
Schule 3.400m²
Industriegruppe ca.
8,31
7,32
6,48
6,03
8,42
7,65
7,27
6,63
6,33
10,41
8,3
7,01
5,73
5,34
5
4,5
kleinerer
Industriebetrieb
(100%
Eigenverbrauch)
Schule 3.400m²
Industriegruppe ca.
8,11
8,18
8,24
8,31
8,38
8,44
8,51
7,49
7,54
7,6
7,65
8,05
8,12
8,18
5,62
5,66
5,69
5,73
6,06
6,12
6,19
kleinerer
Industriebetrieb
(100%
Eigenverbrauch)
Schule 3.400m²
Industriegruppe ca.
Zins
Innerstädtisches
Gebiet mit
Wohngebiet mit
Mehrfamlienhäusern
Gebäude
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
4,27
4,3
4,32
4,35
4,37
4,39
4,42
kleinerer
Industriebetrieb
4,75
4,77
5,01
5,04
5,08
5,11
5,15
Invest
Innerstädtisches
Gebiet mit
Wohngebiet mit
Gebäude
Mehrfamlienhäusern
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
4,05
4,15
4,25
4,35
4,44
4,54
4,64
4,47
4,58
4,7
5,04
5,17
5,29
5,42
kleinerer
Industriebetrieb
6,13
6,65
7,46
8,31
5,41
6,23
7,09
7,65
8,55
Tabelle 4-7: Amortisationszeit in Abhängigkeit der Veränderung
Eingangsparameter für sechs potenzielle Nahwärmegebiete
5,38
5,5
5,61
5,73
6,16
6,34
6,51
einzelner
Seite 78 von 237
Die Amortisationszeit liegt bei allen großen Nahwärmegebieten bei Betrachtung
verschiedener Sensitivitäten innerhalb der technischen Lebenszeit und großteils
auch weit darunter. Lediglich bei den hier betrachteten kleinen KWK-Anlagen stellt
sich bei einer 100%-igen Stromeinspeisung ins Netz keine Wirtschaftlichkeit ein. Mit
zunehmendem Anteil an Eigenverbrauch verbessert sich aber die Wirtschaftlichkeit
zusehends.
Die bisherigen Betrachtungen zeigen die Sensibilität des Strom-/Gaspreisverhältnisses auf die Amortisationszeit. Dies soll nun nochmals am Beispiel der beiden
größeren Nahwärmecluster verallgemeinert werden, indem die Verhältnisse bei
Variation eines bzw. beider Energiepreise und die daraus resultierenden
Amortisationszeiten dargestellt werden.
Ändern sich beide Energiepreise im gleichen Verhältnis, so liegt die
Amortisationszeit durchweg nahe den oben angegebenen Werten mit Preisbasis
2007 (Tabelle 4-7). Hingegen steigt bei einer gegenläufigen Entwicklung der Preise,
bei zunehmendem Gas- und sinkendem Strompreis, die Amortisationszeit der KWKAnlage an. Ab einem Verhältnis von Strom/Gas von 1,21 kann keine Wirtschaftlichkeit mehr erreicht werden. D.h. in der Abbildung 4-10 wird der wirtschaftliche
Bereich abgebildet, zu jeder Strom/Gas-Preis-Relation kann damit abgelesen
werden, ob die Anlage wirtschaftlich ist oder nicht.
Seite 79 von 237
Innerstädtisches Gebiet mit W ohnhäusern und Gewerbe, rund 600 Gebäude
(Cluster 4, Tabelle 4-4)
W ohngebiet mit Reihenhäusern (ca. 520) und 4 größeren
Mehrfamlienhäusern (Cluster 11, Tabelle 4-4)
7,00
6,50
Amortisationszeit
6,00
5,50
5,00
4,50
4,00
3,50
3,00
1,81
1,64
1,48
1,34
1,21
1,10
0,99
Strom/Gas
Abbildung 4-10: Abhängigkeit der Amortisationszeit von der Preisrelation Strom/Gas
Unter der Annahme, dass zukünftig größere Kontingente an Biogas zur Verfügung
stehen und diese im Sinne des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes in den BHKWAnlagen Einsatz finden, wurden die Grenzpreise für den wirtschaftlichen Einsatz von
Bio-Erdgas für die jeweiligen Gebiete ermittelt. Hier liegt die Amortisationszeit
gerade bei der angenommenen technischen Lebensdauer der Motoren von
80.000h. Das ist konservativ betrachtet, da generell durch Motortausch oder
Revision die Laufzeit der Gesamtanlage erhöht werden kann.
Es zeigt sich, dass der Preis unter den gesetzten Annahmen selbst in den großen
Gebieten nicht über 5,39 ct/kWh(Hs) liegen darf, unter der Annahme, dass das
bezogene Biogas auch noch einen Nawaro-Bonus erhält. Bei kleinen Anlagen darf
der Preis unter Berücksichtigung aller sonstigen Annahmen nicht die Marke von
4,67 ct/kWh überschreiten, wenn von einer 100%igen Einspeisung ausgegangen
wird.
Seite 80 von 237
4.6.3 Ermittlung des technisch-wirtschaftlichen Gesamtpotenzials
Aus den vorangegangen Auswertungen und Wirtschaftlichkeitsberechnungen wird
das technisch-wirtschaftliche KWK-Potenzial für die verschieden Sektoren in St.
Ingbert wie folgt abgeschätzt:
Wärmeproduktion
[MWh]
Wohngebiete (Mischegbiete)
Öffentliche Gebäude
GHD
Industrie
Stromproduktion
[MWh]
53.097
2.045
2.550
20.084
50.684
1.913
1.257
13.458
Tabelle 4-8: KWK-Potenzial in St. Ingbert nach Sektoren
Zum
Potenzial
werden
dabei
Gebiete
mit
Anschlussquote > 2.000 kWh/m, die in Tabelle 4-3 genannten öffentlichen
Gebäude und die in Tabelle 12-6 gelisteten Industrie- und Gewerbebetriebe
gezählt. Sind in den Wohn-/Mischgebieten öffentliche Gebäude, GHD oder
Industrie zu finden, wird deren Wärmebedarf entsprechend zugeordnet.
Zur Ermittlung der Wirtschaftlichkeit wurden zunächst nur einzelwirtschaftliche
Faktoren betrachtet. Eine unternehmensbezogenen spartenübergreifenden
Betrachtung könnte weitere Einflussfaktoren mit einbeziehen (Veränderungen im
Gasabsatz zu Kraftwerksgas, Stromeinkauf versus Stromeigenerzeugung etc.). Dies
war jedoch nicht Aufgabe dieser Studie.
Eine Abschätzung für die weitere Umsetzung des ermittelten Gesamtpotenzials für
KWK in St. Ingbert bis 2020 wird im Kapitel 9 Szenarien vorgenommen.
Seite 81 von 237
5 Regenerative Energien
5.1 Vorbemerkungen
In Abstimmung mit dem Auftraggeber wurde die Untersuchung auf die Potenziale
zur Nutzung der Biomasse und der Solarenergie (Solarthermie und Photovoltaik)
konzentriert. In diesen beiden Feldern sind bereits gute Erfahrungen in St. Ingbert
vorhanden (siehe Kapitel 1). Das Wasserkraftpotenzial und die Möglichkeit,
gefördertes Trinkwasser als Wärmequelle für Wärmepumpen zu nutzen wurde
betrachtet. Windenergiepotenziale sind nach einer Studie der juwi GmbH nicht
vorhanden bzw. nicht technisch-wirtschaftlich zu erschließen.4 Tiefengeothermie
spielt mittelfristig eine untergeordnete Rolle. Oberflächennahe Geothermie ist
prinzipiell überall in St. Ingbert möglich. Beachtet werden müssen hierbei jedoch
eventuelle wasserschutzrechtliche Bestimmungen. Eine mögliche Nutzung von
Grubenwasser aus dem Rischbachstollen scheint ebenfalls nicht realistisch, da der
Schacht geschlossen und teilweise verfüllt ist und die erneute Öffnung mit
immensem Aufwand verbunden ist.
5.2 Biomassepotenzial
Biomasse ist der einzige erneuerbare Energieträger, der im Sinne einer direkten
Anwendung alle Formen des Energiebedarfs (Elektrizität, Wärme und Kraftstoffe)
abdecken kann und darüber hinaus fossile und mineralische Rohstoffe auch
stofflich substituieren kann. Des Weiteren ist die Biomasse zumindest kurz- bis
mittelfristig lagerfähig/speicherbar, und somit im Vergleich zu den anderen
erneuerbaren Energien unabhängiger gegenüber äußeren Einflüssen.
Für die nachfolgende Potenzialbetrachtung wird der Fokus in erster Linie auf landund forstwirtschaftliche Biomassen gelegt, da die biogenen Abfallströme aus dem
Siedlungsabfall St. Ingberts (derzeit ca. 2.000 Mg/a5) dem Zuständigkeitsbereich
des EVS unterliegen und deswegen keine freien Potenziale darstellen. Im Bereich
der gewerblichen Biomassen ist die Datenlage sehr dünn. Im Rahmen des
Projektes RUBIN6 lief eine Fragebogenaktion zu diesem Thema bei den potenziell
4
Untersuchung der Firma juwi Mainz.
Hochgerechnet bei einem derzeitigen mittleren Bioabfallaufkommen im Saarland von ca. 51
kg/E*a und einer Einwohnerzahl von ca. 38.800 in St.Ingbert.
5
6
EU-INTERREG-Projekt: Regionale Strategie zur nachhaltigen Umsetzung der Biomasse-Nutzung
Seite 82 von 237
relevanten Gewerbe- und Industriebetrieben7 im Saarland. Obwohl in diesem
Bereich durchaus Ausbaupotenziale gesehen werden, zumal der häufig in diesem
Bereich bediente Futtermittelsektor tendenziell in den nächsten Jahren
wirtschaftlich uninteressanter werden dürfte, erfolgte kein nennenswerter Rücklauf
der Fragebögen, so dass im Bereich der gewerblichen Reststoffe auf allgemeine
Kennwerte zurückgegriffen werden müsste.
Eine Ausnahme im Abfallsektor bildet der in kommunaler Zuständigkeit zu
verwertende Grünschnitt8, dessen Holzfraktion teilweise in der Holzfeuerung
Drahtwerk Nord verarbeitet wird. Des Weiteren kam eine Studie, welche die IZES
gGmbH kürzlich im Auftrag des Saarpfalz-Kreises erarbeitet hat, zu dem Ergebnis,
dass die Verwertung des kommunalen Grünschnitts9 auch wirtschaftlich in Form
einer Vergärungsanlage mit Nachkompostierung bewerkstelligt werden könnte.
Dies führt durch die Kombination der energetischen und stofflichen Verwertung
(Bodensubstrat/Kompost) zu einem hohen ökologischen Nutzen und initiiert
darüber hinaus auf regionaler Ebene weitere Synergien (z.B. Schnittstelle zwischen
Naturschutz und Biomassenutzung). Aus diesem Grund wird nachfolgend zusätzlich
zu den landund forstwirtschaftlichen Biomassen auch das Aufkommen an
kommunalem Grünschnitt dargestellt.
Die gängigsten landund forstwirtschaftlichen Biomassen sowie die typischen
Verwertungswege können Abbildung 5-1 entnommen werden.
Im Saarpfalz-Kreis können 139 Betriebe identifiziert werden, bei denen potenziell Biomasse anfällt
(z.B. Brennereien, Garten- u. Landschaftsbau, Ernährungsgewerbe, Großhandel, etc.).
7
8
U.a. Gehölzschnitt, Grasschnitt, Materialien aus der Landschaftspflege, etc.
in Abhängigkeit des gewählten Anlagenstandorts ((Ab-)Wärmenutzung des BHKWs) und der zur
Verfügung stehenden Mengen
9
Seite 83 von 237
Silomais
Weizen
E
Getreide GPS
Roggen
T
Getreidekorn
Triticale
Massenrüben
Zuckerrüben
Zuckerrüben
Körnermais
O
Feldgras
Kartoffeln
L
H
A
N
Grünlandschnitt
Sudangras
Raps
Mischkulturen
Sonnenblumen
BIOGAS
Holz
Triticale
Roggen
Perenn. Roggen
Weizen
Öl /
Biodiesel
BIOKRAFTSTOFF
Stroh
BIOBRENNSTOFF
Abbildung 5-1 Mögliche energetische Nutzungswege für landwirtschaftlich
erzeugte Energiepflanzen, Quelle: (KTBL, 2005)
In den folgenden Kapiteln werden die Potenziale der Bioenergieträger im einzeln
für die Systemgrenzen Saarland, Saar-Pfalz-Kreis und St. Ingbert hergeleitet.
5.2.1 Feste Bioenergieträger
5.2.1.1 Waldholz
Aus der vom Ministerium für Umwelt des Saarlandes im Jahr 2001 in Auftrag
gegebenen Privatwaldinventur ergab sich für das Saarland eine Gesamtwaldfläche von rund 93.000 ha (entspricht 36,2 % der Landesfläche), die sich hinsichtlich
der Eigentumsstruktur wie folgt gliedert:
Staatswald (ohne ideelle Anteile)
38.258
ha
41,1 %
Kommunalwald
27.802
ha
29,9 %
Privatwald
26.499
ha
28,5 %
423
ha
0,5 %
92.982
ha
100 %
Bundesforsten
Saarland
Mit 71 % überwiegen bezüglich der Baumartenverteilung die Laubholzbestände.
Landesweit ist die Buche mit 23 % des Gesamtbestands am stärksten vertreten,
gefolgt von der Eiche mit 21 %. Unter den Nadelbäumen (29 %) ist die Fichte mit 17
Seite 84 von 237
% die am häufigsten vorkommende Baumart. Die allgemeine Verteilung ist der
nachfolgenden Grafik zu entnehmen.
Sontige Laubgehölze;
19%
Edellaubbäume; 7%
Buche ; 23%
Eiche; 21%
Fichte; 17%
Douglasie; 4%
Kiefer; 6%
Lärche; 3%
Abbildung 5-2 Baumartenverteilung im Saarland10
Der flächenspezifische Holzvorrat gestaltet sich im Saarland für die einzelnen
Eigentumsarten wie folgt11:
Staatswald:
258 VFM / ha
Kommunalwald: 281 VFM / ha
Privatwald:
201 VFM / ha
Saarland:
248 VFM/ha
Angesichts des geschätzten derzeitigen Zuwachses von insgesamt 657.000 EFM
12/a (ca. 250.000 im Staatswald, 204.000 im Kommunalwald, und 203.000 im
10
Der Begriff Edellaubbäume umfasst vorwiegend Baumarten der Gattung Esche, Ulme, Ahorn, Erle,
Nussbaum, Linde und Kirschbaum. Bei den sonstigen Laubgehölzen handelt es sich unter anderem
um die Baumarten Rosskastanie, Robinie, Birke, Eberesche, Pappel, Aspe, Weide etc. Das Saarland
verfügt ebenfalls über ca. 200 ha „übrige Nadelbäume“ (Eibe, Scheinzypresse, Abiesarten, etc), die
in der obenstehenden Grafik nicht dargestellt sind.
11
Quelle: Inventur des Privatwaldes im Saarland, Ministerium für Umwelt, 2005; VFM:
Vorratsfestmeter: gemessen mit Rinde, Angabe des Holzvorrates eines stehenden Baumes oder
eines stehenden Waldes oder Baumbestandes und erfasst nur das Derbholz.
Erntefestmeter: entspricht einem Vorratsfestmeter abzüglich 10% Rindenverluste und 10% Verluste
bei der Holzernte.
12
Seite 85 von 237
Privatwald)13 und des im Hinblick auf eine nachhaltige Waldbewirtschaftung
festgelegten 10-jährigen Hiebsatzes von 3.230.000 EFM werden derzeit im Saarland
jährlich ca. 49 % des Holzzuwachses eingeschlagen.14
Im Saarpfalz-Kreis steht ein jährliches Holzpotenzial von insgesamt rund 25.100 EFM
zur Verfügung, was bei einer thermischen Verwertung einen Energieinhalt von rund
231 TJ/a (65 GWh/a) hat. Nach Auskunft des SaarForst werden im Bliesgau bereits
ca. 3.500 EFM im Brennholzmarkt abgesetzt. Für den gesamten Saarpfalz-Kreis
dürfte die Menge, welche teilweise an Selbstwerber abgegeben wird, deutlich
höher sein. Auf der Basis der regional vorhandenen Heizungssysteme kann grob ein
Brennholzbedarf von ca. 13.500 EFM/a15 extrapoliert werden.
Der Aufkommensschwerpunkt an Waldholz liegt im Bereich der Städte Blieskastel,
St. Ingbert (vgl. Abb. 5-3)und Homburg. Am wenigsten ausgeprägt ist das Potenzial
in Kirkel und Bexbach. Die regionale Verteilung des Holzpotenzials kann Abbildung
5-3 entnommen werden.
13
Quelle: Digitale Daten der Forsteinrichtungen, unterschiedliche Aktualität, Saarforst.
Hierbei ist laut Expertenaussage anzumerken, dass die baumartspezifischen Zuwächse in den
Forsteinrichtungsplänen teilweise nach veralteten Ertragstafeln berechnet wurden. Insofern ist
aufgrund der durch die aktuell günstigere Klima- und Nährstoffversorgungssituation davon
auszugehen, dass gegenwärtig deutlich weniger als 49 % des tatsächlichen Zuwachses
eingeschlagen werden.
14
Basis: "Untersuchung der automatisch beschickten Holzheizanlagen im Saarland – Motivation zum
verstärkten energetischen Einsatz fester Biomasse im Saarland" erarbeitet von der DZE (Dezentrale
Energiesysteme) AG im Jahre 2002; hier wird im Saarland von rund 20.000
Stückholzfeuerungsanlagen gesprochen, diese Zahl wurde unter Berücksichtigung der Anzahl der
Wohngebäude in den einzelnen Landkreise auf den Saarpfalz-Kreis übertragen; vor dem
Hintergrund der aktuellen Energiepreise ist davon auszugehen, dass der Holzbedarf gegenwärtig
noch deutlich höher liegt.
15
Seite 86 von 237
Abbildung 5-3 Thermisches Potenzial an Waldholz
Die Vergrößerung des Holzpotenzials im Saarpfalz-Kreis z.B. durch den Anbau von
Kurzumtriebsplantagen auf landwirtschaftlichen Brach- und Stilllegungsflächen
(599 ha, Statistisches Landesamt Saarland) ist derzeit noch kein Thema. Es dürfte
auch aufgrund der damit einhergehenden Verwaldung und dem gleichzeitigen
Ziel der Erhaltung und Pflege einer reich strukturierten Kulturlandschaft (Biosphäre
Bliesgau) langfristig nur ein Randthema sein. Würden – im Sinne eines stark
theoretischen Ansatzes – die vorhandenen Brach- und Stilllegungsflächen in
Kurzumtriebsplantagen überführt, ergäbe sich ein jährlicher Ertrag von ca. 5.400
Mg TS16, was bei einem Energieinhalt von rund 17 MJ/kg TS einem Energiepotenzial
von jährlich rund 92 TJ (25 GWh) entspricht.
Für die Stadt St. Ingbert ergibt sich unter Berücksichtigung der qualitativen
Restriktionen (Bereich Industrieholz, Stammholz) für den Brennholzbereich in der
Ertrags-Ansatz: 9 Mg TS / ha*a; hierbei handelt es sich um Erträge, die aus 3- bis 5jährigen
Umtriebszeiten auf einen theoretischen Jahresertrag umgerechnet wurden. Die erste Ernte kann in
Abhängigkeit der ausgewählten Baumart frühestens 4 Jahre nach dem Anbau stattfinden.
16
Seite 87 von 237
Summe ein verfügbares Holzpotenzial von jährlich insgesamt rund 5.400 EFM, was
einem Energieinhalt von rund 51 TJ/a (15 GWh) entspricht. Dieses Potenzial ist zu
Teilen bereits in Nutzung.
5.2.1.2 Strohpotenzial
Die Getreideanbaufläche betrug 2005 im Saarland 23.226 ha (ca. 63,5 % der
Gesamtackerfläche)17, zuzüglich 2.828 ha Winterraps. Winterraps wird zwar nicht
dem Getreide zugeordnet, er stellt jedoch hinsichtlich der Strohproduktion eine
relevante Fruchtart dar.
Im Hinblick auf eine realistische Einschätzung der jährlich verfügbaren
Strohmengen wurden die durchschnittlichen Erträge der Jahre 2001 bis 2005
herangezogen. Durch die Einbeziehung des äußerst produktionsarmen Jahres 2003
kann dieser Ansatz zur Ermittlung des Strohpotenzials als eher konservativ
eingeschätzt werden. Die Berechnung der anfallenden Strohmengen erfolgte
mittels der Korn-Stroh-Verhältnisse.
Als weitere Randbedingungen wurden bei der Potenzialerhebung die
Strohmengen, die anderen Nutzungsarten zugeführt werden, abgezogen. Dies sind
zum einen die Strohmengen, die nach der Ernte zur Humusreproduktion auf den
Feldern belassen werden müssen (Cross Compliance) und zum anderen
Strohmassen, die bei der Tierhaltung als Einstreu erforderlich sind.
Nach Berücksichtigung der genannten Faktoren verbleibt im Saarpfalz-Kreis ein für
eine energetische Verwertung verfügbares Strohpotenzial von rund 6.300 Mg TS /
a. Insgesamt ergibt sich für den Saarpfalz-Kreis ein strohbasiertes Energiepotenzial
von jährlich rund 107 TJ (30 GWh). Die regionale Aufkommensverteilung des
Strohpotenzials kann Abbildung 5-4 entnommen werden.
17
Quelle: Statistisches Landesamt des Saarlandes, Bodennutzung 2005.
Seite 88 von 237
Abbildung 5-4 Thermisches Strohpotenzial
Problematisch sind die diffuse Verteilung der Strohpotenziale und die im Hinblick
auf Transportvorgänge vergleichsweise geringe Energiedichte. An anderer Stelle
im Saarland wird daher bereits über die Herstellung von Strohpellets nachgedacht.
Im Stadtgebiet St. Ingbert gibt es derzeit ein recht geringes Strohaufkommen von
rund 7,5 Mg TS/a, was einem Energiepotential von ca. 127 GJ/a (35 MWh/a)
entspricht.
5.2.2 Gasförmige Bioenergieträger
5.2.2.1 Biogas-Potenzial aus Gülle und Festmist
Zur Herleitung der anfallenden Gülle- und Festmistmengen wurde in einem ersten
Schritt der Viehbestand unter Verwendung saarlandspezifischer Kennwerte in
Großvieheinheiten umgerechnet18. Im Anschluss daran wurden in Abhängigkeit
der Tierart die anfallenden Festmist- und Güllemengen ermittelt. Beim Rindvieh
18
Annahme: Milchkühe sind älter als 2 Jahre und werden konsequent mit 1,2 GV/Tier umgerechnet
Seite 89 von 237
wurde hierbei auch die jeweilige Haltungsform berücksichtigt. Im Saarland stehen
laut KTBL 2005 70% aller Rinder auf Gülle. Der Rest wird auf Mist gehalten.
Darüber hinaus wurde auch der Weidegang als limitierender Faktor berücksichtigt.
Der prozentuale Anteil der Weidehaltung wurde hierbei wie folgt angenommen19:
•
Pferde:
20%
•
Rinder allgemein: 40%
•
Milchkühe:
85%
•
Schafe:
20%
Werden die anfallenden Gülle- und Festmistmengen einer Biogasanlage zugeführt,
ergibt sich für den Saarpfalz-Kreis ein Biogaspotenzial von insgesamt rund 2,3 Mio.
Nm³. Dies entspricht einem Energieinhalt von ca. 50 TJ (14 GWh/a).
Die Aufkommensschwerpunkte im Bereich der Rückstände aus der Tierhaltung sind
nachfolgend dargestellt (vgl. Abbildung 5-5).
Diese prozentualen Einschätzungen wurden mit Experten der LWK des Saarlandes abgestimmt.
Beispiel: bei 40% Stallhaltung werden die Tiere von 12 Monaten ca. 5 im Stall gehalten.
19
Seite 90 von 237
Abbildung 5-5 Biogaspotenzial aus der landwirtschaftlichen Tierhaltung
Aus der Abbildung 5-5 geht für das Stadtgebiet St. Ingbert ein jährliches
Biogaspotenzial von insgesamt rund 63.000 Nm³/a hervor. Dies entspricht einer
Energiemenge von ca. 1,4 TJ (0,5 GWh/a). St. Ingbert ist somit im Betrachtungsbereich die Gemeinde bzw. Stadt mit den geringsten Potenzialen an Biogas aus
Gülle und Festmist.
5.2.2.2 Silomaisanbau auf Brach- und Stilllegungsflächen
Als mögliche Flächen zum Anbau von Energiepflanzen wurden bei der
Betrachtung die landwirtschaftlichen Brach- und Stilllegungsflächen zugrunde
gelegt. Auf Grund der Tatsache, dass Maissilage das gängigste Substrat zur
Biogasproduktion darstellt, wurde im Rahmen der Studie vereinfacht
angenommen, dass die landwirtschaftlichen Brach- und Stilllegungsflächen
umfänglich zum Maisanbau herangezogen werden können. Ein solch striktes
Vorgehen kann jedoch vor dem Hintergrund der zum Erhalt der
Bodenfruchtbarkeit erforderlichen Fruchtfolgen und wegen der Vermeidung von
Monokulturen (auch vor dem Hintergrund des Landschaftsbildes) nicht in die
Realität umgesetzt werden.
Hinsichtlich des Maisanbaus wurde von einem durchschnittlichen Flächenertrag
von 13,5 Mg TS / ha * a ausgegangen. Dies entspricht dem Durchschnitt der
Maiserträge der Jahre 2001 bis 2005 (Statistisches Landesamt Saarland). Im
Seite 91 von 237
Saarpfalz-Kreis liegt ein Potenzial von ca. 8.100 Mg TS/a vor, was einer
Energiemenge von rund 105 TJ (29 GWh/a) entspricht. Die meisten Potenziale
befinden sich in der Gemeinde Blieskastel. Das geringste Potenzial an Silomais
ergibt sich für die Stadt St. Ingbert von ca. 240 Mg TS/a. Bei einer Verwertung in
einer Biogasanlage mit einer Biogasproduktion von 600Nm³ / Mg TS entspricht dies
einem Energieinhalt von rund 3,2 TJ20 (0,9 GWh/a).
Die regionale Verteilung ist auf der Basis der Flächenverfügbarkeit nachfolgend
dargestellt (vgl. Abbildung 5-6).
Abbildung 5-6 Biogaspotenzial aus Silomais (Brach- und Stilllegungsflächen)
Gerechnet mit einem Methangehalt im Biogas von 60 %. Dieser Wert entspricht dem mittleren
Methangehalt von Biogas (gemäß Basisdaten Biogas Deutschland; FNR; 2005). Im Falle konkreter
Projektumsetzungsansätze sind die jeweils korrekten substratspez. Methangehalte anzuwenden.
20
Seite 92 von 237
5.2.2.3 Graspotenzial von Dauergrünland
Die Ermittlung des zur Verfügung stehenden Graspotenzials beruht auf den
vorhanden Dauergrünlandflächen in Verbindung mit dem durchschnittlichen
Grasertrag (ca. 7 Mg TS / (ha*a)). Analog zu den Strohpotenzialen müssen aber
auch hier gewisse Restriktionen berücksichtigt werden. Als limitierender Faktor wirkt
sich in erster Linie der gemeindespezifische Viehbestand mit dem daraus
resultierenden Grundfutterbedarf aus.
Unter Berücksichtigung dieser Restriktionen verbleibt im Saarpfalz-Kreis ein
jährliches Graspotenzial von ca. 28.600 Mg TS, womit sich unter Berücksichtigung
eines Biogasertrags von 550 Nm³ / Mg TS und einem Energieinhalt des Biogases von
21,6 MJ / Nm³ ca. 340 TJ (94 GWh/a) produzieren ließen.
Analog zu den anderen auf der Landwirtschaft basierten Biomassepotenzialen
liegt auch beim Gras der Schwerpunkt im Saarpfalz-Kreis in Blieskastel,
Mandelbachtal und Gersheim (vgl. Abbildung 5-7).
Für die Stadt St. Ingbert stellt sich ein Graspotenzial aus Dauergrünland von ca. 790
Mg TS / a dar, woraus sich rund 9,4 TJ (2,6 GWh/a) produzieren ließen.
Abbildung 5-7 Graspotenzial
Raufutterbedarfs
von
Dauergrünland
abzgl.
des
spezifischen
Seite 93 von 237
5.2.3 Produktion von nachwachsenden Rohstoffen auf Ackerflächen
In Anbetracht der Entwicklung der Anbauflächen für Energiepflanzen in
Deutschland erscheint kurz- bis mittelfristig auch im Saarpfalz-Kreis ein Anbau von
Energiepflanzen auf Ackerflächen denkbar. Maßgeblich für eine derartige
Entwicklung sind jedoch zum einen die Fortführung / der Ausbau der nationalen
Förderpolitik im Bereich Bioenergie (bspw. Novellierung EEG, Wärme-EEG, etc.) und
zum anderen die Entwicklung der (fossilen) Energie- und der Getreidepreise
(Nahrungsmittelproduktion).
Auch unter Berücksichtigung (boden-)ökologischer Gesichtspunkte kann
insbesondere durch die Integration von Energiepflanzen in konventionelle
Fruchtfolgen sowie die energetische Verwertung von Zwischenfrüchten ein
gewisser Mehrwert generiert werden.
Geht man diesbezüglich für den Saarpfalz-Kreis (mit einer Ackerfläche von
insgesamt rund 6.400 ha) davon aus, dass 20% der Ackerflächen zur Produktion
von Energiepflanzen herangezogen werden könnten, ergäbe sich bei
Zugrundelegung der Maisproduktion ein zusätzliches Potenzial von jährlich rund
17.280 Mg TS Silomais, was ca. 224 TJ (62 GWh/a) Biogas entspricht.
Die Stadt St. Ingbert verfügt über rund 91 ha Ackerfläche, was zu einem
zusätzlichen Potenzial von rund 245 Mg TS Silomais/a, welches zu einer
Energiemenge von ca. 3,2 TJ (0,9 GWh/a) führt.
Wie Abbildung 5-8 zeigt, liegt der Aufkommensschwerpunkt der Ackerflächen mit
rund 83% in Blieskastel, Mandelbachtal und Gersheim. Nur rund 1,5% der
Ackerflächen im Saarpfalz-Kreis liegen in St. Ingbert.
Seite 94 von 237
Abbildung 5-8 Ackerflächen im Saarpfalz-Kreis
5.2.4 Kommunaler Grünschnitt
Kommunaler Grünschnitt umfasst die bei den Kommunen durch die Pflege von
Heckenplätzen, Parkanlagen, Spielplätzen, Friedhöfen, Straßen und Wegen
anfallenden Biomassen sowie den von Privatpersonen an öffentlichen Sammelstellen angelieferten Grünschnitt.
Gegenwärtig wird im Saarpfalz-Kreis der Großteil des Grünschnitts stofflich
verwertet (kompostiert). Kompostierungsanlagen bestehen in den Gemeinden St.
Ingbert, Bexbach und Kirkel, zusätzlich betreibt der Saarpfalz-Kreis auf dem
Hölschberg eine Kompostierungsanlage, in der in erster Linie die Massen aus
Blieskastel, Gersheim und Mandelbachtal durchgesetzt werden. Der Grünschnitt
der Stadt Homburg wird derzeit zur Entsorgung / Verwertung nach Kaiserslautern
verbracht.
Die Datenlage zum Grünschnittaufkommen ist insbesondere im Hinblick auf
qualitative Zusammenhänge vergleichsweise ungenau und basiert im
Wesentlichen auf Volumenschätzungen des Gesamtaufkommens.
Seite 95 von 237
Im Gespräch mit den Gemeinden und durch die Auswertung der Jahresstatistik der
Kompostierungsanlage "Hölschberg" konnte das in Tabelle 5-1 dargestellte
Potenzial identifiziert werden.21
Gemeinde / Landkreis
kommunaler Grünschnitt
[Mg FM / a]
Blieskastel
Gersheim
2.600
Mandelbachtal
Bexbach
3.500
Homburg
3.750
Kirkel
750
St. Ingbert
1.125
SUMME
11.725
Tabelle 5-1 Gemeindespezifisches Aufkommen an kommunalem Grünschnitt
Zu Tabelle 5-1 ist anzumerken, dass die Angabe für St. Ingbert nur halmgutartiges
Material repräsentiert, da der Holzanteil bereits im Drahtwerk Nord energetisch
verwertet wird.
Hinsichtlich der energetischen Verwertung des kommunalen Grünschnitts liegt die
größte Schwierigkeit bei der Selektion der holzartigen und halmgutartigen
Bestandteile. Eine möglichst effiziente Trennung dieser Stoffströme ist sinnvoll, weil
die beim anaeroben Abbau der organischen Substanz involvierten Mikroorganismen kein Lignin – also holzartige Rohstoffe – abbauen können. Ein Verzicht
auf die Separierung dieser Materialien hätte negative Auswirkungen auf die
Effizienz der Biogasanlage, da ein nicht unerhebliches Fermentervolumen, das
sonst zum Abbau biogasertragsreicher Materialien genutzt werden könnte, durch
nicht oder nur schwer abbaubare Stoffe blockiert würde.
Die Umrechnung der Kubikmeterangaben auf Tonnen beruht hierbei auf der in der Praxis
angewandten Annahme eines durchschnittlichen Schüttgewichts von 150 kg/m³ für
ungehäckselten bzw. 500 kg/m³ für gehäckselten Grünschnitt, welche auch durch
Literaturangaben bestätigt werden konnte (Lottner, U. & Kruis, K.; 2002).
21
Seite 96 von 237
Problematisch erscheint in diesem Kontext das Abschätzen der spezifischen
Zusammensetzung des kommunalen Grünschnitts (vergärbar vs. nicht vergärbar).
Diesbezüglich ist man bspw. im Monitoringbericht zur Wirkung der
Biomasseverordnung (Scheuermann, A. et al., 2003) von einem Holzanteil zwischen
68 - 90 Vol.-% ausgegangen (vgl. Tabelle 5-2). In anderen Quellen wird eine
Verteilung von einem Drittel halmgutartig zu zwei Drittel holzartig angenommen
(Anonymus, 2004, Kübelsbeck, A., 2004).
Tabelle 5-2 „Typische“ Zusammensetzung von kommunalem Grünschnitt, Quelle:
(Scheuermann, A. et al, 2003)
Für diese Studie wird nach in Augenscheinnahme des auf dem Hölschberg
angelieferten Substrats von einem volumetrischen Holzanteil von 67% (2/3)
ausgegangen.
Übertragen in Masseprozent kehrt sich die prozentuale Zusammensetzung jedoch
ins Gegenteil – 62,6 Masse-% halmgutartiges, vergärbares Material (Wolff, F., 2004).
Die getroffenen Ansätze bei einer Konkretisierung der Grünschnittnutzung sollten
jedoch im Sinne einer belastbareren Datengrundlage z.B. durch eine praktische
Datenerhebung Vor-Ort nochmals kritisch hinterfragt werden.
Der Grünschnitt der Stadt St. Ingbert teilt sich in ca. 1.125 Mg FM halmgutartiges
Material und 450 Mg FM holzartiges Material auf. Bei einem unterstellten Biogasertrag von 80 m³/t für das halmgutartige Material ergibt sich ein Energiepotenzial
von 1.944 GJ/a (540 MWh/a). Für die holzartige Fraktion wird ein Heizwert von 12
MJ/kg angesetzt, somit ergibt sich ein Energiepotenzial von 5.400 GJ/a.
5.2.5 Bioabfall aus Privathaushalten
Als Grundlage für die Ermittlung des Bioabfallpotenzials wurden die Mengen
angesetzt, die im Rahmen der Abfallbilanz des Saarlandes 2005, Teil
Siedlungsabfälle, erhoben wurden:
Seite 97 von 237
Landkreis
Einwohner22
Bioabfälle23
(Mg)
Einwohnerspezifisches
Bioabfallaufkommen
(kg/E*a)
Stadtverband Saarbrücken
344.573
15.104
43,83
Kreis Merzig-Wadern
106.426
6.072
57,05
Kreis Neunkirchen
144.704
7.449
51,48
Kreis Saarlouis
211.318
13.155
62,25
Saar-Pfalz-Kreis
154.722
6.983
45,13
Kreis St. Wendel
94.674
4.905
51,81
1.056.417
53.668
50,80
Saarland
Tabelle 5-3 Bioabfallaufkommen im Saarland
Im Rahmen der Abfallbilanz wurde für die Stadt St. Ingbert eine erfasste
Bioabfallmenge von 3.066 Mg / a ermittelt. Dies entspricht einem spezifischen
Bioabfallaufkommen von rund 79 kg / E * a. Unter der Annahme eines mittleren
Biogasertrags von 120 Nm³ / Mg FM Bioabfall entspricht dies einem energetischen
Potenzial von rund 7.950 GJ bzw. 2.200 MWh.
Darüber hinaus ist davon auszugehen, dass – aufgrund mangelnder Partizipation
der Bürger an der getrennten Erfassung – derzeit rund 22 kg Bioabfall / E * a der
Restmülltonne zugeführt werden, die prinzipiell ebenfalls für eine hochwertige
stoffliche und energetische Verwertung herangezogen werden könnten. Ausgehend von einer Einwohnerzahl von 38.71724 ergibt sich somit für die Stadt St.
Ingbert ein weiters theoretisches Potenzial von jährlich rund 852 Mg Bioabfall (2.200
GJ bzw. 615 MWh).
Im Hinblick auf die stoffliche und energetische Verwertung der Bioabfälle
(Biogasanlage) muss allerdings erneut darauf hingewiesen werden, dass die
Entsorgung/Verwertung der Bioabfälle der Stadt St. Ingberts in den
Zuständigkeitsbereich des Entsorgungsverband Saar (EVS) fallen und deswegen
kein freies Potenzial darstellen.
Des Weiteren wären die Bioabfallmengen die in St. Ingbert bereits erfasst bzw.
prinzipiell erfasst werden könnten für eine wirtschaftliche Biogasanwendung alleine
nicht ausreichend, so dass hier zusätzlich Bioabfälle aus anderen Gemeinden
hinzugezogen werden müssten.
22
Quelle: Statistisches Landesamt des Saarlandes, 2004.
23
Quelle: Abfallbilanz des Saarlandes, Teil Siedlungsabfälle, 2005, Ministerium für Umwelt des Saarlandes.
24
Quelle: Statistisches Landesamt des Saarlandes, 2004.
Seite 98 von 237
Die Co-Vergärung der Bioabfälle mit landwirtschaftlichen Biomassesubstraten ist
aufgrund des EEGs, welches für eine derartige Vorgehensweise den Bezug des
NawaRo-Bonus ausschießt, vor wirtschaftlichen Gesichtspunkten nicht Ziel führend.
Im Hinblick auf eine energetische Verwertung der in der Stadt St. Ingbert erfassten
Grünschnittmassen sowie der Bioabfallmengen lassen sich ohne detaillierte
Untersuchungen nur grobe Aussagen treffen.
Wie bspw. die im Zeitraum 2006 bis 2008 im Auftrag des Saarpfalz-Kreises
durchgeführten Studien zur energetischen Verwertung von kommunalen
Grünschnitt in einer Biogasanlage gezeigt haben, sind für eine Biogasanwendung
mindestens 5.000 Jahrestonnen an möglichst sortenreinem Grünschnitt, d.h. nach
Abscheidung des im Grünschnitt enthaltenen Holzanteils, erforderlich. Anzumerken
ist hier, dass der spezifische Behandlungspreis an die Anlagenkapazität gekoppelt
ist. Eine Biogasanlage mit einem höheren Anlageninput resultiert in verhältnismäßig
geringeren spezifischen Behandlungskosten. Im Rahmen der o.g. Studien gelangte
man zu dem Ergebnis, dass im Saarpfalz-Kreis sinnvollerweise eine Biogasanlage
mit einem Input von rund 10.000 Jahrestonnen an vergärbaren Grünschnittanteilen
sowie zum Ausgleich jahreszeitlich bedingter Qualitätsschwankungen zusätzlich ca.
2.000 Mg Maissilage oder anderer nachwachsender Rohstoffe aus der
Landwirtschaft etabliert werden sollte. Entscheidend für einen möglichst
wirtschaftlichen Anlagenbetrieb ist insbesondere auch der Anlagenstandort, der
eine umfangreiche hochwertige Nutzung der Abwärme erlauben sollte.
Die spezifischen Behandlungskosten sind insbesondere vor dem Hintergrund
entscheidend, da man zur Akquise weitere Grünschnittmassen mit den
Behandlungskosten einer Kompostierungsanlage konkurrieren muss.
In diesem Zusammenhang ist noch zu erwähnen, dass derzeit noch nicht
abschließend geklärt ist, ob kommunaler Grünschnitt im Rahmen des neuen EEGs
(EEG 2009) zum Bezug des NawaRo-Bonus oder des Landschaftspflegebonus
berechtigt. Ohne den Bezug dieses Bonus dürfte ein wirtschaftlicher
Anlagenbetrieb im Vergleich zur Kompostierung ggf. nur schwer darstellbar sein.
Ähnlich wie beim kommunalen Grünschnitt muss man auch bei einer
Bioabfallvergärungsanlage mit den am Markt üblichen Entsorgungspreisen der
bestehenden Kompostierungsanlagen konkurrieren. Aufgrund des höheren
verfahrenstechnischen Aufwands zur Bioabfallvergärung (bspw. Hygienisierung,
etc.) ist hier vor ökonomischen Gesichtspunkten in der Regel eine
Anlagenkapazität von rund 20.000 Jahrestonnen erforderlich.
Demnach kann generell festgestellt werden, dass die der Stadt St. Ingbert zur
Verfügung stehenden Grünschnitt- und Bioabfallmassen alleine – ohne die Akquise
von sonstigen Inputmaterialien – für eine Biogasanwendung nicht ausreichen
dürften.
Seite 99 von 237
Eine definitive und abschließende Aussage kann diesbezüglich allerdings nur im
Rahmen einer detaillierten und standortbezogenen Untersuchung getroffen
werden.
5.2.6 Fazit Biomassepotenzial
Die Biomassepotenziale in der Stadt St. Ingbert, welche theoretisch für eine
energetische Nutzung zur Verfügung stehen, sind in der folgenden Tabelle 5-4
zusammengefasst dargestellt.
Biomasse in St. Ingbert
Thermisches
Potenzial
Biogaspotenzial
GJ / a
Waldholz 25
Stroh26
GJ / a
49.777
127
Grünschnitt27
5.400
Tierhaltung28
1.359
Silomais29
3.149
Gras28
9.407
Grünschnitt30
1.944
Bioabfall31
7.950
Summe
79.113
55.304
23.809
79.113
Tabelle 5-4: Zusammenfassung der Energiepotenziale
Dies entspricht dem Potenzial, welches für eine Nutzung als Brennholz zur Verfügung steht.
Abgezogen wurde die Menge, welche als Industrie- oder Stammholz abgesetzt wird. Diese
Potenziale werden nach Aussage von Herrn Eberle (Mail Jul 08) bereits vollständig im
Brennholzmarkt abgesetzt.
25
26
Unter Berücksichtigung aller Restriktionen.
27
Hier ist die bereits genutzte Masse nicht berücksichtigt.
28
Abfallbilanz des Saarlandes, Teil Siedlungsabfälle, 2005, Ministerium für Umwelt des Saarlandes
29
Mögliche maximale Anbaumasse bei Nutzung der Brach- und Stilllegungsflächen.
30
Steht zur Verfügung.
Die Verwertung / Entsorgung der Bioabfälle fällt in den Zuständigkeitsbereich des EVS. Die
Massen, die nicht in EVS-Anlagen verwertet werden, müssen in der Regel entsprechend
ausgeschrieben werden.
31
Seite 100 von 237
Die in St. Ingbert vorherrschende städtische Struktur mit einem hohen Anteil an
Industrie- und Gewerbefläche ist ausschlaggebend für den geringen Anteil an
landwirtschaftlichen Nutzflächen zur Biomassegewinnung. Die Stadt St. Ingbert hat
mit 91 ha Ackerfläche die geringste Fläche für eine Produktion landwirtschaftlicher
Rohstoffe im Saarpfalz-Kreis zur Verfügung.
Zu den obigen Potenzialen kommen bei 20%iger Nutzung der Ackerflächen noch
zusätzlich ca. 245 Mg TS Silomais (3,5 TJ Biogas) hinzu.
Durch Konversion der vergärbaren Biomassen zu Biogas mit anschließender
Verwertung in einem Blockheizkraftwerk (Kraft-Wärme-Kopplung), können rund 5,6
TJ Strom (ca. 1,6 GWhel)32 und rund 8 TJ Wärme (ca. 2,2 GWhth)33 erzeugt werden.
Dies entspricht einer Biogasanlage von ca. 200 kWel. Dabei wurde die
Bioabfallvergärung noch nicht berücksichtigt.
Während vergärbare Biomasse in St. Ingbert bislang noch nicht energetisch
genutzt wird, existiert im Bereich der holzartigen Biomasse bereits eine Nutzung. Die
genutzte Holzmenge in privaten Wohngebäuden (Kaminöfen) kann hierbei auf ca.
3.500 FM geschätzt werden34, dieser Bedarf steht einem Angebot von 5.700 EFM
gegenüber. Inwieweit die verbleibenden 2.200 EFM unter den heutigen
Bedingungen noch zur Verfügung stehen, muss mit den zuständigen Forstrevierleitern abgesprochen werden. Zusätzlich existiert noch die Holzhackschnitzelfeuerung des Drahtwerks Nord.
Im Bereich der Strohpotenziale erfolgt bislang keine energetische Nutzung.
Allerdings sind zum einen die energetischen Potenziale hier sehr gering, zum
anderen ist eine energetische Strohnutzung aus rechtlicher und technischer Sicht
nicht unproblematisch35. Aus diesen Gründen liegt hier keine vielversprechende
Option für die Gemeinde vor.
Auch im Bereich der vergärbaren Biomassen sind die Potenziale der Gemeinde
selbst zu gering, um hier eine Anlage zu generieren36. Vergärbare Substrate sind
32
elektrischer Wirkungsgrad BHKW: 35%, 8000 Betriebsstunden/a
33
thermischer Wirkungsgrad BHKW: 45%
Basis: "Untersuchung der automatisch beschickten Holzheizanlagen im Saarland – Motivation zum
verstärkten energetischen Einsatz fester Biomasse im Saarland" erarbeitet von der DZE (Dezentrale
Energiesysteme) AG im Jahre 2002; hier wird im Saarland von rund 20.000 Stückholzfeuerungsanlagen gesprochen, diese Zahl wurde unter Berücksichtigung der Anzahl der
Wohngebäude in den einzelnen Landkreise auf den Saarpfalz übertragen; vor dem Hintergrund der
aktuellen Energiepreise ist davon auszugehen, dass der Holzbedarf gegenwärtig noch deutlich
höher liegt.
34
35
Ascheerweichung, Emissionsproblematik
36
Von einer vollständigen Erschließung des Potenzials kann nicht ausgegangen werden.
Seite 101 von 237
meist wenig transportwürdig. Hier ist vor allem Gülle zu nennen, welche auf Grund
ihres hohen Wassergehaltes eine sehr geringe Transportwürdigkeit aufweist.
Aufgrund der Lage St. Ingberts in einem Waldgebiet gibt es kaum
landwirtschaftliche Abfall-Biomasse.
Sinnvoller erscheint der Bezug von Biomethan aus dem Erdgasnetz. Diese Option ist
im folgenden Kapitel näher beschrieben.
5.2.7 Ausblick
Die Möglichkeit zur Einspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz erlaubt es, die
energetische Verwertung von Biogas von der Biogaserzeugung räumlich zu
entkoppeln. Biogas wird hierbei in dezentralen Anlagen erzeugt und einer
Gasreinigung unterzogen. Anders als Erdgas besteht Biogas zu nur zu ca. 50 – 70 %
aus Methan, sonstiger Bestandteil ist, neben Spurengasen, mit 30 – 50 % CO2. Um
das Biogas in eine Erdgasleitung einspeisen zu können, muss dieses auf
Ergasqualität aufbereitet werden. Hierzu ist neben der Entfernung von Störstoffen,
wie z.B. Schwefel, auch eine CO2- Abscheidung notwendig.
Das eingespeiste Biomethan kann dann an beliebiger Stelle dem Erdgasnetz
entnommen und gemäß den Konditionen nach EEG verwertet werden37.
Die Saar Ferngas AG plant in Kooperation mit der VVS den Bau einer solchen
Biomethananlage im Saarpfalz-Kreis. Weitere Projekte im Saarland und deutschlandweit sind in Planung und teilweise auch schon realisiert.
Die Stadt St. Ingbert hätte somit die Möglichkeit, ihre kommunalen Einrichtungen
auf diese Weise rechnerisch mit Biomasse zu versorgen.
Hierbei sind vor allem Bilanzierungszeiträume zu beachten, da nur bereits eingespeistes
Biomethan nach EEG verwertet werden kann.
37
Seite 102 von 237
5.3 Solarthermie und Photovoltaik
Im folgenden Abschnitt werden die Schritte für die Ermittlung des theoretischen
Solarthermie- und Photovoltaikpotenzials für St. Ingbert dargestellt.
5.3.1 Solarpotenzial im Wohngebäudebereich
Für die Abschätzung des Potenzials im Wohngebäudebereich wurde nach der
Methodik einer Studie von Kaltschmitt und Wiese vorgegangen, die diese 1993 für
die Ermittlung des Solarpotenzials für Deutschland entwickelt haben. /6/
Dabei wurden folgende Annahmen getroffen, die für die Potenzialermittlung für St.
Ingbert übernommen werden:
•
Ein Viertel der Schrägdächer haben eine Ausrichtung zwischen Südost und
Südwest und kommen für Solarthermie bzw. Photovoltaik in Frage
•
Ein Drittel der Flachdächer kann effizient mit Modulen belegt werden
•
Von den verbleibenden Flächen werden folgende Abzüge vorgenommen:
o Ein Fünftel für Kamine, Dachfenster, Ausstiegsluken, etc.
o 10 % für Abschattungseffekte
o 5 % für denkmalgeschützte Gebäude
Damit verbleiben 16% der Schrägdachflächen und 25% der Flachdachflächen als
potentiell zu belegende Flächen übrig.
Die gesamte Dachfläche in St. Ingbert, gegliedert nach Schräg- und
Flächdächern, ist über die Gebäudetypologie fassbar. Über die Typologie werden
Wohngebäude und kleinere Gewerbebetriebe (Haushaltsähnliche Betriebe,
Bäckereien, Dienstleistungsunternehmen, Beherbergung) erfasst, die in Wohnhäusern (wohnhausähnlichen Gebäuden) angesiedelt sind. Diese machen mit
einer Anzahl von 608 einen Anteil von 93 % der Gewerbebetriebe in St. Ingbert aus.
Nach der eben beschriebenen Methode wird daraus die effektiv belegbare
Fläche bestimmt, die bei ca. 135.300 m² liegt, wobei 128.000 m² auf Schrägdächer
und 7.300 m² auf Flachdächer entfallen.
Zur Ermittlung des maximalen theoretischen Stromertrags über PV-Anlagen, der
sich aus der Multiplikation von Sonneneinstrahlung, Objekteffizienz und Anlageneffizienz ergibt, werden die folgenden Annahmen getroffen: /7/
•
Sonneneinstrahlung 1.060 kWh/(m²a)
Diese ist regional unterschiedlich und wird, basierend auf statistischen
Erhebungen, vom DWD (Deutschen Wetterdienst) erfasst.
Seite 103 von 237
•
Objekteffizienz 80 – 90 %
Die Objekteffizienz beschreibt die Abweichung vom idealen, exakt nach
Süden ausgerichteten Objekt mit einer Dachneigung von 30°.
•
Gesamtanlageneffizienz 5,4 – 16 %
Die Anlageneffizienz ist abhängig von der Qualität der eingesetzten
Komponenten (Abweichungen von der Modul-Nennleistung, Wirkungsgrad
des Wechselrichters) und deren Abstimmung.
Für die Berechnung wird jeweils der Mittelwert der Objekt- und Anlageneffizienz
angesetzt. Damit ergibt sich ein theoretisches PV-Potenzial, bei Nutzung aller
geeigneten Flächen, von ca. 12.300 MWh/a. Unter der Annahme, dass alle solar
geeigneten Dächer für PV genutzt werden, könnte ein Anteil von ca. 20 % am
gesamten Stromverbrauch (in Bezug auf 2006) in St. Ingbert gedeckt werden.
Der maximale jährliche solarthermische Ertrag wird auf Grundlage eines Kollektorertrages von 350 kWh/m² berechnet. Dieser Wert entspricht dem Kollektormindestertrag, den eine Solaranlage erzielen muss, um die Bundesförderung zu erhalten.
Daher kann dieser Wert als Mindestsolarertrag angesetzt werden. Das maximale
Solarthermiepotential ergibt sich damit zu ca. 44.700 MWh/a die doppelte
Energiemenge, die zur Deckung des gesamten Warmwasserbedarfs im Wohngebäudebereich in St. Ingbert nötig ist.
Da jede nutzbare Dachfläche entweder mit Photovoltaikmodulen oder mit
Solarkollektoren belegt werden kann, liegt das genannte maximale Potential über
dem tatsächlichen. Daher muss zugeordnet werden, welcher Teil der Dachflächen
mit PV- und welcher mit Solarthermieanlagen belegt werden soll.
Dafür wird wie folgt vorgegangen:
Es wird festgelegt, dass in allen geeigneten Gebäuden die Mindestgröße für eine
solare Warmwasserbereitung installiert wird. Für ein Einfamilienhaus wird eine
Fläche von 6m² für eine Solarthermieanlage als ausreichend dimensioniert
angenommen, um die solare Trinkwassererwärmung sicherzustellen. Die übrige
Dachfläche, abzüglich der 6m², steht damit theoretisch für PV zur Verfügung. Bei
Mehrfamilienhäusern ist die Solarthermiefläche von der Anzahl der Wohnungen
abhängig, die nicht exakt für jeden Gebäudetyp bestimmbar ist. Vereinfacht wird
die Fläche für solarthermische Anlagen für alle Mehrfamilienhäuser mit 20m²
festgelegt. Da der Anteil der Mehrfamilienhäuser in St. Ingbert lediglich bei 8 %
liegt, ist der Fehler, der durch diese Vereinfachung entsteht, gering.
Im Mittel ergibt sich damit eine Belegung des nutzbaren Dachflächenanteils zu
15 % mit solarthermischen Modulen und zu 85 % mit PV-Modulen. Somit ergibt sich
ein technisches Potenzial von ca. 10.500 MWh/a für PV, was 17 % des Strombedarfs
von 2006 entspricht und einer Strommenge von ca. 6.700 MWh/a für Solarthermie,
ca. 28 % des Warmwasserbedarfs.
Seite 104 von 237
In St. Ingbert werden bereits 256 MWh/a Strom (nur Wohngebäude, Angaben von
2006) über PV bzw. 932 MWh/a Wärme durch Solarthermie gedeckt. Dies
entspricht einem Anteil von rund 4 % am tatsächlichen Warmwasserbedarf bzw.
0,4 % am Stromverbrauch (Bezug auf 2006), oder einem Anteil von 2,4 % bzw. 14 %
an den technisch möglichen Potenzialen für Solarstrom und Solarwärme.
Nachfolgende Tabelle gibt die Ergebnisse der Potenzialabschätzung wieder.
Fläche, bzw. Wärmeoder Stromertrag
Ausgangslage in 2006
Dachflächen gesamt
Dachflächen nutzbar
Warmwasserbedarf Haushalte
Stromverbrauch Haushalte 2006
Maximales Potential PV ((100% d.
nutzbaren Dachfläche)
Maximales Potential Solarthermie (100%
d. nutzbaren Dachfläche)
Technisches Potential PV (Belegung von
85% der nutzbaren Dachfläche)
Technisches Potential Solarthermie
(Belegung von15% der nutzbaren
Dachfläche)
Bereits umgesetzt:
Ertrag PV 2006
Ertrag Solarthermie 2006
Tabelle 5-5: Derzeitige Nutzung
Solarpotenzials für St. Ingbert
Einheit
821.357
127.995
23.800
61.898
Prozentualer Anteil
am
Gesamtverbrauch
(Strom bzw. WW in
2006)
m²
m²
MWh/a
MWh/a
15,58%
12.340 MWh/a
19,94%
44.798 MWh/a
16,50%
10.489 MWh/a
16,95%
6.720 MWh/a
28,23%
256 MWh/a
932 MWh/a
0,41%
3,91%
von
Solarenergie
Prozentualer
Anteil am
technischenen
Potential
und
Abschätzung
2,44%
13,87%
des
Fazit: Würde das gesamte technische Solarpotential in St. Ingbert ausgeschöpft,
könnten damit, im Vergleich zu den tatsächlichen Verbräuchen des Jahres 2006,
17 % des Strombedarfs und 28 % des Warmwasserbedarfs der Haushalte gedeckt
werden.
5.3.2 Solarpotenzial im Industriebereich
In dieser ersten Abschätzung sind lediglich die Dachflächen von Wohngebäuden,
nicht aber diejenigen von Industrie, größeren Gewerbebetrieben und öffentlichen
Gebäuden berücksichtigt.
Da der Rücklauf des Fragebogens, der von den Stadtwerken an Industrie- und
Gewerbekunden versandt wurde, sehr verhalten ausgefallen ist, konnten diese
Dachflächen nicht erfasst werden. Über die ausgewerteten Fragebögen wurde
eine grobe Hochrechnung auf die gesamten industriellen und gewerblichen
Dachflächen vorgenommen. Dabei wurde über die Anzahl der Betriebe vorgegangen. Die Gesamtzahl der größeren Gewerbebetriebe und Industriebetriebe in
Seite 105 von 237
St. Ingbert beläuft sich auf 46 Großkunden, sowie weiter 46 Gewerbekunden
(Einzel- und Großhandel, Druckerei und Gebietskörperschaften). Über die
Dachfläche der neun ausgewerteten Fragebögen wird auf die gesamte Dachfläche der 92 Betriebe hochgerechnet. Dies ist nur eine grobe Abschätzung,
ermöglicht aber eine erste Größeneinordnung.
Zur Ermittlung des technischen Potenzials wird nach einer Studie der
Niedersächsischen Energieagentur vorgegangen. /9/ Dachflächen von
Gewerbebetrieben sind vor allem für die Installation von PV-Anlagen geeignet, da
die Nutzung unabhängig von der Gebäudenutzung erfolgen kann.
Solarthermische Anlagen können sinnvoll sein, wenn der Betrieb große Mengen an
Heizenergie oder besonders Warmwasser benötigt. Daher wird angenommen,
dass die Dachflächen des Industrie- und Gewerbesektors zu 90 % mit Photovoltaik
und 10 % mit solarthermischen Anlagen belegt werden könnten. Weiterhin sind laut
der Studie von den Dachflächen großer Gebäude, d.h. Industrie- und Gewerbebauten, durchschnittlich nur ca. 7 % für PV-Anlagen nutzbar, da mit Abschlägen
unter anderem auf Grund von Existenzsicherheit der Unternehmen, statischen
Gründen und Verschattung zu kalkulieren ist. Besonders die Verschattung ist ein
entscheidender Faktor, da die Verschattung einzelner Module der PV-Anlage zu
starken Ertragseinbußen führen kann.
Der 7 %-Nutzungsgrad der Dachflächen wird auch für das Potenzial an
solarthermischen Anlagen angesetzt. Der Anteil liegt vermutlich etwas höher.
Die Dachfläche der 92 Betriebe wird zu insgesamt 99.700 m² abgeschätzt. Das
technische Potenzial ergibt sich als 7 % dieser Fläche zu rund 7.000 m². Gemäß
dem Verhältnis 90 % zu 10 % ergeben sich die technischen Potenziale für
Photovoltaik (~600 MWh/a) und Solarthermie (~244 MWh/a), die nachstehender
Tabelle entnommen werden können.
Technisches
Dachfläche [m²] Potenzial [m²]
Anzahl
Ausgewertete Betriebe
Hochrechnung über Anzahl:
Industrie- und Gewerbekunden
technisches Potenzial
Photovoltaik (90%)
technisches Potenzial
Solarthermie (10%)
9
9.755 m²
683 m²
92
99.718 m²
6.980 m²
606 MWh/a
244 MWh/a
Tabelle 5-6: Solarpotenzial Industrie und Gewerbe in St. Ingbert
5.3.3 Solarpotenzial im Bereich öffentliche Gebäude
Im Bereich der öffentlichen Gebäude spielt die Nutzung von Solarthermie
besonders im Bereich Krankenhäuser, Pflegeheime und Sporthallen (und evtl. auch
Schulen mit Sporthallen) eine Rolle, da hier größere Mengen an Warmwasser
Seite 106 von 237
benötigt werden. Auf öffentlichen Verwaltungsgebäuden und Veranstaltungshallen hingegen werden aufgrund der Gebäudenutzung hauptsächlich PVAnlagen zum Einsatz kommen.
Da von Seiten der Stadt keine Angaben zu den Dachflächen der öffentlichen
Gebäude gemacht werden konnten, wird eine überschlägige Hochrechnung
vorgenommen, um das Potenzial zu ermitteln. Dafür werden die Bruttogeschossflächen herangezogen und mit im Durchschnitt einer Zweigeschossigkeit
der Gebäude kalkuliert. Damit ergibt sich als ein erster überschlägiger Wert für die
54 erfassten Gebäude eine Dachfläche von ca. 36.000 m². Von diesem Wert
werden Abschläge aufgrund von Verschattung, schlecht exponierte
Dachausrichtung
von
Spitzdächern
(nicht
nach
Süd/Südost/Südwest),
Verschattung durch Aufbauten, Mindestabständen der Module etc. gemacht,
wodurch nur ein Anteil von 7 % als technisches Dachflächenpotenzial für
Solarthermische- und PV-Anlagen übrig bleibt. /9/
Auf den Dächern der zehn städtischen Schulen wird bereits elektrischer Strom von
rund 17 MWh jährlich erzeugt, was einer Fläche von ca. 180 m² entspricht, und vom
vorhandenen technischen Potenzial subtrahiert wird. Damit bleibt eine Fläche von
rund 2.300 m² für solarthermische und PV-Anlagen. Für die überschlägige
Berechnung werden die Dachflächen der Sportheime mit solarthermischen
Anlagen belegt, die übrige Fläche mit PV-Anlagen. Damit ergibt sich das
nachstehende technische Potenzial.
Solarpotenzial öffentliche Gebäude
Bruttogeschossfläche
Dachfläche
Nutzbare Fläche (7 % der Dachflächen)
Bereits belegte Fläche
Technisches Potenzial gesamt
Technisches Potenzial PV
Technisches Potenzial Solarthermie
Fläche [m²]
Ertrag [MWh/a]
73.479
36.740
2.572
181
2.391
3.120
301
84
29
Tabelle 5-7: Solarpotenzial öffentliche Gebäude (Datengrundlage 54 Gebäude)
5.3.4 Technisches Gesamtpotenzial
Aus den vorgenommen Abschätzungen zu den technisch möglichen Potenzialen,
solare Energie auf Dachflächen von Wohngebäuden, Industrie- und
Gewerbebetrieben und öffentlichen Gebäuden zu nutzen, wird das
Gesamtpotenzial für St. Ingbert ermittelt.
Seite 107 von 237
Ertrag PV-Anlagen Leistung PV[MWh/a]
Anlagen [kW]
Wohngebäude
Industrie- und Gewerbe
Öffentliche Gebäude
Gesamtpotenzial
10.489
606
301
11.395
12.778
543
347
13.668
Ertrag solarthermische
Anlagen [MWh/a]
Fläche solarthermische
Anlagen [m²]
6.720
244
29
6.994
19.199
698
84
19.981
Tabelle 5-8: Technisches Potenzial PV38 und Solarthermie in St. Ingbert
Mittlerweile gibt es für beide Nutzungsoptionen der Solarenergie (PV und
Solarthermie) auch technische Lösungen für Fassadenanlagen. Obwohl wegen
steigender Verschattungsgefahr durch Bäume und schlechterer Erträge im
Allgemeinen keine Wirtschaftlichkeit erzielbar ist, kann in Einzelfällen - bei
besonders freistehender Lage - z.B. durch die erhöhte Einspeisevergütung der
Photovoltaik in diesen Fällen eine Nutzung sinnvoll sein. Das Potenzial der
Fassadenflächen ist in obiger Tabelle nicht mit berücksichtigt.
5.3.5 Nutzenpotenzialabschätzung Solarenergienutzung für 2020
Nachfolgende Diagramme zeigen die bisherige Entwicklung für den Einsatz von
solarthermischen und PV-Anlagen in St. Ingbert. Der tatsächliche Verlauf wurde
dabei durch lineare Trendlinien erweitert, die die Entwicklung in St. Ingbert bis 2020
aufzeigt, unter der Annahme, dass die bisherigen Wachstumsraten fortbestehen.
Die Fläche der solarthermischen Anlagen würde danach von heute ca. 2.600 m²
auf 5.500 m² gesteigert werden, wodurch eine Energiemenge für Warmwasser und
Heizung von ~1.900 MWh jährlich erzeugt werden könnte, siehe Abbildung 5-9.
Das Leitszenario des BMU, das die Fläche der in Deutschland installierten
solarthermischen Anlagen für 2020 mit ca. 60 Mio. m² beziffert, geht damit von
einer Steigerung zwischen 2008 und 2020 von 600 % aus. Nimmt man die 600%-ige
Steigerung für die Entwicklung der Anlagenfläche in St. Ingbert als Grundlage,
ergäbe sich für 2020 eine Fläche von ca. 16.000 m², also dreifach höher als beim
linearen St. Ingberter Zuwachs angenommen, d.h. ein Ertrag von jährlich
5.590 MWh.
38
Die Leistung der PV-Anlagen wird dabei über einen Flächenbedarf von 9 m² für 1 kWp kalkuliert.
Seite 108 von 237
Entwicklung der installierten solarthermischen Anlagen in St. Ingbert
Fortschreibung bis 2020 über lineare Trendlinie
7000
70
Entwicklung Solarthermie St. Ingbert
6000
m² Solarthermie St. Ingbert
60
Linear (Entwicklung Solarthermie St.
Ingbert)
50
y = 231,31x - 461638
4000
40
3000
30
2000
20
1000
10
0
1995
Mio. m² Solarthermie Deutschland
5000
Leitszenario BMU für Deutschland
0
2000
2005
2010
2015
2020
2025
Jahre
Abbildung 5-9: Entwicklung der Fläche solarthermischer Anlagen
Für den Bereich der PV-Anlagen wird im Leitszenario des BMU angenommen, dass
bis 2020 ca. 15.000 MW Leistung in Deutschland installiert sein werden. Die
Zubauraten bewegen sich dabei zwischen heute 1.150 MW/a und 750 MW/a in
2020. Dies kommt einer Steigerung von 570 % zwischen 2007 und 2020 gleich.
Wendet man diese prognostizierten Werte auf St. Ingbert an, müsste hier 2020 eine
PV-Leistung von ca. 5.700 kW installiert sein. Die Fortschreibung mit einer Trendlinie,
der die bisherigen Wachstumsraten zwischen 2003 und 2006 zugrunde liegen,
ergäbe einen Wert von ca. 4.000 kW (entsprechend etwa 2/3 der gewünschten
Bundeszuwachsrate), siehe Abbildung 5-10.
Seite 109 von 237
Entwicklung der installierten PV-Anlagen 2000 - 2006
Fortschreibung bis 2020 über lineare Trendlinie
4500
16000
Entwicklung PV St. Ingbert
Entwicklung 2003 - 2006
4000
14000
Entwicklung PV Gesamtdeutschland nach BMU
Linear (Entwicklung 2003 - 2006)
3500
Installierte Leistung PV
in St. Ingbert [kW]
12000
3000
2500
8000
2000
6000
1500
4000
1000
2000
500
21
20
19
18
17
20
20
20
20
20
15
14
16
20
20
20
13
20
12
10
11
20
20
20
09
20
07
06
08
20
20
20
05
20
03
02
04
20
20
20
01
0
20
00
0
20
Installierte PV-Leistung
in Deutschland [MW]
10000
Jahre
Abbildung 5-10: Entwicklung der installierten PV-Leistung, bei Wachstumsraten wie
zwischen 2003 – 2006
In nachfolgender Tabelle sind die technischen Potenziale dem Leitszenario des
BMU bzw. der Entwicklung bis 2020, wenn die bisherigen Wachstumsraten
fortgesetzt werden, gegenübergestellt. Um dem Leitszenario des BMU zu
entsprechen, muss rund 70 % des technischen Potenzials im Solarthermiebereich,
bzw. 42 % des Potenzials im PV-Bereich ausgeschöpft werden.
Technisches Potenzial
Leitszenario für 2020
Entwicklung bis 2020
mit den bisherigen
Wachstumsraten
Solarthermische
Anlagen
21.191 m²
16.000 m²
5.500 m²
PV-Anlagen
13.487 kW
5.700 kW
4.000 kW
Tabelle 5-9: Gegenüberstellung des technischen Potenzials und der Szenarien
Seite 110 von 237
5.4 Wasserkraftnutzung St. Ingbert
Die
verfügbaren
Wassermengenströme
und
‚Fallhöhen’
Wasserkraftnutzung unrealistisch erscheinen! (Begründung folgt):
lassen
eine
IZES wurde mitgeteilt, dass ggf. der Einzugsbereich Mäusbach, zu Rohrbach
gehörend, diesbezüglich untersucht werden könnte.
An Daten wurde genannt:
MNQ = 0,074 m³/s (Mindestmengenstrom, der nicht aus dem Bach entnommen
werden darf).
MQ = 0,295 m³/s (mittlere jährliche Abflussmenge).
Verringert man MQ um MNQ, so wären im Mittel nutzbar: 0,22 m³/s.
Auf dieser Basis abgeschätzt, wäre die aus dem verfügbaren Wasser theoretisch
entnehmbare Leistung bei 1 Meter Fallhöhe:
Pth = eta * 2,2 kW
(bei einem realen Wirkungsgrad von 50% ergäbe sich eine ‚praktische’
Durchschnittsleistung von 1,1 kW).
Problematisch ist dabei:
•
es gibt fast kein Angebot an Kleinstturbinen.
•
Kleinste Turbinen, für die ein Anbieter gefunden wurde, benötigen in der
Regel einen Vordruck von >1 bar, d.h.: es wären 10 m ‚Fallhöhe’ erforderlich.
•
selbst wenn man von der unwahrscheinlichen Option der Verfügbarkeit
eines anderen Turbinentyps aber realistisch wahrscheinlich eher 1 m Fallhöhe
(= 0,1 bar) ausgeht, dürfte die praktische Durchschnittsleistung eher geringer
als mit MNQ und MQ beschrieben ausfallen, weil die real durchschnittliche
Durchflussmenge höher sein wird als die technisch nutzbare (Turbinenauslegung muss auf einen bestimmten Wert hin durchgeführt werden und
max. ‚Schluckmenge’ kann i.d.R. höchstens 20 % darüber liegen).
Seite 111 von 237
5.5 Nutzung des geförderten Trinkwassers als Wärmequelle für
Wärmepumpen
Die Stadtwerke fördern das Trinkwasser der Stadt aus ca. 100 m Tiefe. Zur Frage, ob
man dies als Wärmequelle für Wärmepumpenanlagen nutzen könnte folgende
Stellungnahme:
Es sind Wärmepumpenanlagen bekannt, die an Wasser-Aufbereitungsanlagen von
Talsperren in Betrieb sind (z.B. in Dreis-Tiefenbach oder an der Breitenbach
Talsperre in NRW). Dort sind jeweils recht große Wasser-Aufbereitungsanlagen und
parallel dazu entsprechende Gebäude (Labore, Sozialräume, ….), die beheizt
werden müssen. Die Wärmepumpen arbeiten dabei als Wärme- und Kälteanlagen. Die Maschine nutzt das zur Aufbereitung gelangende Wasser als
Wärmequelle (Zulauftemperatur im Winter 4 – 7°C). Ein Teil davon wird so weit
abgekühlt, dass es genutzt werden kann, um die Zuluft zu den Gebäuden zu trocknen, damit an den kalten Bauteilen und Leitungselementen,… Tauwasserbildung
vermieden wird. Die erzeugte Wärme dient der Wieder-Aufwärmung der Luft,… /
Gebäudebeheizung.
Solche Systeme sind im Prinzip auch an der Brunnenanlage der Stadtwerke
denkbar, allerdings wäre dafür zu klären, ob überhaupt und ggf. welcher Kühloder Heizenergiebedarf im Wasserwerk vorhanden ist. Es ist nicht ökonomisch
vorstellbar, dort eine Wärmepumpe nur zu dem Zweck zu betreiben, über eine
Nahwärmeleitung diese Wärme bis zu dem nächstgelegenen Wärmenutzer in St.
Ingbert-Rohrbach zu transportieren.
5.6 Windpotenzialflächen
Für die Prüfung von Flächen zur Windenergienutzung wird auf die Ergebnisse einer
Studie der juwi GmbH zurückgegriffen /28/. Darin wird festgestellt, dass Aufgrund
der „hohen Baudichte im Stadtgebiet St. Ingbert“ ein Großteil der Flächen nicht für
die Windenergienutzung zu Verfügung steht. Weiterhin machen die „örtlichen
Windbedingungen“ „die wirtschaftliche Errichtung … nur in den Höhenlagen im
Stadtgebiet möglich“. Die unter diesen Gesichtspunkten geeigneten Flächen
scheiden jedoch „auf Grund des Flughafenschutzbereichs Ensheim“ und
„naturschutzrechtlichen Restriktionen“ (im Nordosten angrenzend an Spiesen und
Nordwesten angrenzend an Sulzbach) für den Bau von Windrädern aus. Daher ist
im Stadtgebiet St. Ingbert „kein Standort“ für die Errichtung von Windenergieanlagen vorhanden.
Mini-Windkraftanlagen für den Hausgebrauch mit elektrischen Leistungen um die
1 kW sind derzeit ebenfalls noch keine Option, da die Investitionskosten hoch sind
und die Effizienz der Anlagen großen Schwankungen unterworfen ist.
Seite 112 von 237
6 Potenzialabschätzung
Pelletkessel (Holzkessel)
Wärmepumpen
und
Das Wärmepumpenpotenzial für St. Ingbert wurde aus einer Potenzialabschätzung
für den Wärmepumpenabsatz des Bundesverbandes Wärmepumpe e.V. (siehe
Abbildung) abgeleitet.
Abbildung 6-1 Absatzprognose Wärmepumpen durch den BWP /22/
Mit diesem Ansatz müsste die Anzahl der in St. Ingbert installierten Wärmepumpen
von 20 im Jahr 2007 auf 250 im Jahr 2020 ansteigen. Des Weiteren wurde
angenommen, dass diese Wärmepumpen in sanierten Gebäuden eingesetzt
werden. Dadurch ergibt sich eine Wärmebereitstellung durch die Wärmepumpen
von ca. 4.200 MWh/a. Hierfür benötigen die Wärmepumpen, für die eine
Jahresarbeitszahl von 4 angesetzt wurde, eine Antriebsenergiemenge von ca.
1.050 MWh/a in Form von elektrischem Strom.
Diese Wärmepumpen werden entsprechend der Häuseranzahl der einzelnen
Gebiete in St. Ingbert verteilt, so dass im KWK-Szenario ca. 13 % der Wärmepumpen in Gebieten mit Nahwärmeanschluss liegen würden. Diese 13 % wurden
im KWK-Szenario weniger berücksichtigt, d.h. es wurde davon ausgegangen, dass
in den mit Nahwärme versorgten Gebieten keine neuen Wärmepumpen installiert
werden.
Seite 113 von 237
Auf Grund einer schlechten Datenbasis für die zukünftigen Absatzzahlen von
Pelletkesseln (Holzkesseln) wurde hier zugrunde gelegt, dass die Zahl der
neuinstallierten Pellekessel 1/3 der neuinstallierten Wärmepumpen ausmacht. Die
Wärmeerzeugung durch die Pelletkessel beläuft sich demnach in 2020 auf ca.
1.390 MWh/a. Im KWK-Szenario wurde diese Wärmemenge ebenfalls um 13 %
reduziert, da bei einem Nahwärmeanschluss des Gebiets keine Neuinstallation von
Pelletkesseln angenommen wird.
Seite 114 von 237
7 Energiemanagement
Energiecontrolling und Energieeffizienzsteigerung - Maßnahmen, die mit
vergleichsweise geringen Kosten verbunden sind - bieten sowohl im Bereich der
öffentlichen Gebäude als auch im Industrie- und Gewerbesektor hohe Energieund Kosteneinsparpotentiale. Im Folgenden soll kurz auf die möglichen Aktivitäten
eingegangen werden, sowie die Chancen für Einsparungen erläutert werden.
7.1 Öffentliche Gebäude
Die Einführung eines Energiecontrollings bietet der öffentlichen Hand erhebliche
Einsparpotentiale, die laut einer Studie der Hochschule Darmstadt /5/ bei ca. 1015% liegen können. Die Untersuchung der Hochschule ergab jedoch, dass dieses
Potenzial kaum genutzt wird. Besonders in kleinen und mittleren Kommunen mit
weniger als 100.000 Einwohnern, in denen 70 % der Bevölkerung in Deutschland
leben, liegen kaum oder/und veraltete Dokumentationen des Energieverbrauchs
vor.
Entscheidend für den Erfolg des Energiecontrollings ist die regelmäßige monatliche
Erfassung der Verbrauchsdaten. Diese erfolgt im einfachen Fall manuell durch
monatliche Gebäudebegehungen über eine Erfassung der Zählerdaten. Die
abgelesenen Daten, nicht Angaben aus Abrechnungen, sollten als Auswertungsgrundlage dienen, da hier evtl. Diskrepanzen vorliegen, die durch eine Erfassung
der Zählerdaten aufgedeckt werden können. Die regelmäßige Gebäudebegehung hat zudem den Vorteil, dass Störungen und Ausfälle z.B. an Pumpen,
Dichtungen etc. schnell erkannt und behoben werden können. Zur Datenauswertung steht eine Vielzahl von Energiemanagement-Softwareprogrammen zur
Auswahl. Eine gute Übersicht hierzu bietet der Marktspiegel der Energieagentur
NRW.39
Folgende Schritte werden bei der Implementierung eines Controllingsystems
durchgeführt:
•
Ist-Analyse: Energiedaten der vergangenen Jahre auswerten
Schwachstellenanalyse, Erfassung der Zählerstruktur
•
39
Spezifische Energiekennzahlen definieren und mit Mittel- und Richtwerten
vergleichen
Marktspiegel „Energiemanagement-Software“, Energieagentur NRW, 2005.
Seite 115 von 237
•
Maßnahmenplanung
•
Umsetzung
•
Erfolgskontrolle
7.1.1 Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz
Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz, die im Arbeitspunkt
Maßnahmenplanung erwogen werden sollten, sind anlagentechnische, bauliche
und betriebsorganisatorische Optimierungen der Gebäude. Dies sind im Bereich
öffentlicher Gebäude:
•
Energieeffiziente Beheizung, Lüftung und Klimatisierung (hydraulischer
Abgleich, Erneuerung der Heizungsanlagen (Einsatz von Brennwerttechnik), Einsatz von Lüftungs- und Klimaanlagen, moderne
Regelungstechnik)
•
Energetische Sanierung der Gebäudehülle (Gebäudedämmung,
Fenstererneuerung)
•
Einsatz
effizienter
Technik
(Heizungspumpen
mit
geringem
Stromverbrauch, Beleuchtung (Energiesparlampen, bewegungsabhängige Steuerung), Ventilatoren)
•
Betriebsorganisatorische Einsparpotentiale (Reduktion des Warmwasserverbrauchs, Betriebszeiten an Bedarf anpassen, Minimierung
Stand-by-Betrieb)
Grundsätzlich sind im Bereich öffentlicher Gebäude Einsparpotenziale im Bereich
Haustechnik, Beleuchtung und bei der Nutzung öffentlicher Gebäude vorhanden,
die folgendermaßen ausgeschöpft werden können /13/:
•
Stromsparen bei der Haustechnik
o Durch den Einsatz von effizienten Heizungspumpen
•
Stromsparen bei der Beleuchtung
o Neue Beleuchtungseinheiten mit elektronischen Vorschaltgeräten
o Präsenz- und Tageslicht-gesteuerte Beleuchtung
•
Stromsparen bei der Nutzung elektrischer Geräte
o Mitarbeiter- und Nutzerinformation und –schulung
o Einsatz von Zeitschaltuhren zum automatischen Abschalten von
Geräten während der dienstfreien Zeiten
o Anschaffung energieeffizienter Bürogeräte
o Nur Geräte mit geringem Stand-by-Verbrauch anschaffen
Seite 116 von 237
Im Folgenden werden konkrete Beispielberechnungen durchgeführt, um die
möglichen Einsparpotenziale aufzeigen.
7.1.1.1 Stromsparen bei der Beleuchtung (im Bereich Verwaltungsgebäude und
Schulen)
Da in Bürogebäuden bis zu 50 % der Stromkosten auf Beleuchtungsanlagen
entfallen, lohnt es sich hier Optimierungen durchzuführen. Wie nachfolgendes
Berechnungsbeispiel zeigt, sind die Einsparungen durch effiziente Systeme immens.
Zur Beleuchtung von Büroräumen ist nach Norm40 eine Normbeleuchtungsstärke
von 500 lx nötig. Um diese zu erreichen, muss je nach Effizienz des
Beleuchtungssystems elektrische Energie eingesetzt werden. Als Richtwerte sind der
einfache Richtwert von 15 W/m² und der verbesserte Richtwert von 11 W/m²
vorgegeben. Um die Einsparungen durch effiziente Beleuchtungssysteme abschätzen zu können, werden nachfolgend zwei Systeme miteinander verglichen:
In vielen Gebäuden sind technisch veraltete Systeme in Betrieb. Ein
Beleuchtungssystem mit Leuchtstofflampen mit 60 lm/W, die über konventionelle
Vorschaltgeräte betrieben werden (Wirkungsgrad 80 %) und in Deckeneinbauleuchten integriert sind, wodurch die Lichtausbeute lediglich bei 35 – 50 % liegt,
ergeben eine benötigte flächenspezifische Leistung von ca. 55 W/m².
Ein Umstieg auf ein energieeffizientes System mit effizienten Leuchtstofflampen mit
90 lm/W, elektronischem Vorschaltgerät (η = 100 %) und Reflektorleuchten (η=80 %)
würde die notwendige Leistung auf 14,5 W/m² reduzieren.
Geht man von einer teilweisen Tageslichtnutzung aus, kann mit ca. 1.500
Vollbenutzungsstunden pro Jahr gerechnet werden. Der Stromverbrauch der
Beleuchtung würde dann von ca. 41.400 kWh/a auf 21.700 kWh/a reduziert
werden.
Am Beispiel des ehemaligen LZB-Gebäudes in St. Ingbert wird eine
Musterberechnung
durchgeführt.
Dabei
werden
die
Angaben
zum
Beleuchtungssystem aus dem alten Energiebericht von 1998 verwendet. /14/
Weiterhin wird von konventionellen Vorschaltgeräten ausgegangenen und die
beleuchtete Energiebezugsfläche mit 50 % der Nettobezugsfläche abgeschätzt.
Damit liegt der Stromverbrauch des Beleuchtungssystems bei ~15.600 kWh/a bzw.
eine installierten Leistung von 20,4 W/m². Durch ein Aufrüsten auf Spiegelrasterleuchten, und den Austausch aller Lampen durch Energiesparleuchten sinkt
40
DIN 5035-2
Seite 117 von 237
die Leistung auf 12,8 W/m² und der Stromverbrauch würde um 20 % auf ~ 12.800
kWh/a reduziert.
Je nach Zustand der Beleuchtungsanlage gibt es zwei Möglichkeiten zum Umstieg.
Ist die Beleuchtungsanlage grundsätzlich in einem guten Zustand, können die
vorhandenen Anlagen nachgerüstet werden. Hierzu gibt es mittlerweile
Adaptergeräte, die den Ersatz von herkömmlichen Leuchtstofflampen durch
schlankere und effizientere T-5 Lampen, ohne einen Austausch der gesamten
Leuchte, möglich machen. Weiterhin ist im Adapter ein elektronisches
Vorschaltgerät integriert, das das alte Vorschaltgerät überbrückt. Ein
nachträgliches Anbringen von Aufsteckreflektoren vermindert die Absorption des
Lichts in der Leuchte und erhöht so die Lichtausbeute. Die Anzahl der Lampen
kann bei gleicher Beleuchtungsstärke reduziert werden.
Wird ein altes Beleuchtungssystem vollständig ersetzt, können die neusten
technischen Möglichkeiten genutzt werden und es können bedarfgerechte
Steuerungssysteme zum Einsatz kommen. Hierbei können Präsenzmelder genutzt
werden, die die Beleuchtung aktivieren, sobald eine Bewegung vermerkt wird und
sich nach einer vorgewählten Zeit wieder abschalten. Weiterhin kann mit
dimmbaren Systemen über Sensoren die Lichtstärke angepasst und beispielsweise
in Fensternähe bei Tageslichteinstrahlung reduziert werden.
Da die Einsparungen, wie obiges Rechenbeispiel gezeigt hat, hoch sind, ist die
Umrüstung zumeist wirtschaftlich und die Amortisationszeit im Vergleich zur
Nutzungsdauer gering. Ähnlich hoch sind die Einsparungen auch im Bereich
Schulen und anderer Bürogebäude.
7.1.1.2 Stromsparen bei der Nutzung elektrischer Geräte (im Bereich
Verwaltungsgebäude)
Da die Anzahl der elektrischen Geräte in Bürogebäuden ständig zunimmt, sind
diese zu einem bedeutenden Kostenfaktor geworden. Eine Umrüstung auf
energieeffiziente Geräte kann zu Energiekosteneinsparungen bis zu 75 % verhelfen.
Um den Energieverbrauch der elektronischen Geräte so gering wie möglich zu
halten, sollte daher beim Kauf auf die Leistungsaufnahme im Vollbetrieb, sowie im
‚Stand-by’ und ‚Aus’-Zustand geachtet werden. Für Informationen hierzu kann die
Geräteliste der GED (Gemeinschaft Energielabel Deutschland) genutzt werden
/11/. Besonders bei Geräten wie Drucker, Kopierer und Fax, die häufig im Stand-byModus arbeiten, können durch effiziente Geräte erhebliche Energiemengen
eingespart werden, wie das folgende Beispiel zeigt:
Arbeitsplatz mit Laserdrucker mit folgenden Leistungsaufnahmen:
•
Druckbetrieb:
Pein = 300 W
•
Stand-by-Betrieb: Pstandby = 20 W
•
Ausgeschaltet:
Paus = 8 W
Seite 118 von 237
Der Drucker ist 200 Arbeitstage im Jahr für jeweils 8 Stunden in Betrieb, davon ca.
15 Minuten im Druckbetrieb, die restliche Zeit im Stand-by-Betrieb:
•
Druckbetrieb:
tein = 50 h/a
•
Stand-by-Betrieb: tstandby = 1550 h/a
•
Ausgeschaltet:
taus = 7160 h/a
Damit ergeben sich die folgenden Verbrauchsanteile:
•
Druckbetrieb:
Eein = 15 kWh/a
•
Stand-by-Betrieb: Estandby = 31,5 kWh/a
•
Ausgeschaltet:
Eaus = 57,3 kWh/a
•
Gesamt:
Eges = 103,8 kWh/a
Arbeitsplatz mit Tintenstrahldrucker, der im ‚aus’-Zustand vom Netz getrennt ist:
Pein = 20 W
•
Druckbetrieb:
•
Stand-by-Betrieb: Pstandby = 5 W
•
Ausgeschaltet:
Paus = 0W
Damit ergeben sich die folgenden Verbrauchsanteile:
•
Druckbetrieb:
Eein = 1 kWh/a
•
Stand-by-Betrieb: Estandby = 7,8 kWh/a
•
Ausgeschaltet:
Eaus = 0,0 kWh/a
•
Gesamt:
Eges = 8,8 kWh/a
Der Ersatz des Laserdruckers durch den Tintenstrahldrucker führt zu einer
Energieeinsparung von ca. 95 kWh/a. Je nach Mitarbeiterzahl, die mit der Anzahl
an PC, Drucker, etc. korreliert, sind die möglichen Einsparungen erheblich.
Um den verschwenderischen Stand-by-Betrieb so gering wie möglich zu halten,
können Zeitschaltuhren aktiviert werden, die eine automatische Abschaltung von
Geräten während der dienstfreien Zeit vornehmen. Weiterhin sollten die Mitarbeiter
informiert und geschult werden, um für das Problem sensibilisiert zu werden und die
Akzeptanz für die Maßnahmen zu erhöhen.
7.1.1.3 Stromsparen bei der Haustechnik (alle öffentlichen Gebäude)
Für die Hilfsenergie für Heizungssysteme werden durchschnittlich 15 % des
gesamten Stromverbrauchs öffentlicher Gebäude eingesetzt. Der Umstieg von
einem veralteten Heizsystem mit einer ungeregelten Pumpe auf eine elektronisch
druckgeregelte Pumpe spart ca. 50 % der Pumpenergie, der Umstieg auf eine
Seite 119 von 237
hocheffiziente druckgeregelte Pumpe gar bis zu 80 %. Die Einsparungen im Hilfsstrombereich sind nicht zu unterschätzen.
7.1.1.4 Stromsparen durch Veränderung des Nutzerverhaltens
Ein hohes Einsparpotential bietet sich weiterhin durch eine Veränderung des
Nutzerverhaltens hin zu einer sparsamen Energieverwendung, das durch
Aufklärung und Anreize zum energieeffizienten Handeln erschlossen werden kann.
Zum einen können Lüftungsverluste reduziert werden, indem richtig gelüftet wird,
d.h. Stoßlüften und keine dauergekippten Fenster. Weiterhin sollten Elektrogeräte
(PCs, Drucker und Kopiergeräte) in der Nacht und am Wochenende abgeschaltet
werden, wobei darauf zu achten ist, dass die Geräte nicht im Stand-by-Betrieb
weiterlaufen. Oft sind auch unnötig beheizte, belüftete oder beleuchtete Räume
vorzufinden, die erhebliche Einsparmöglichkeiten bieten. Eine Möglichkeit, Anreize
zum energieeffizienten Verhalten zu schaffen, ist ein Prämiensystem, das
beispielsweise in der Freien Universität Berlin einsetzt wird. Dabei wird an die
Fachbereiche eine Prämie ausgezahlt, wenn der zuvor festgelegte gebäudebezogene Verbrauch unterschritten wird. In Berlin zeigt das Prämiensystem Erfolg,
die Einsparungen liegen bei jeweils ~5 % im Wärme- und Strombereich. Ein solches
System könnte in St. Ingbert für Schulen, Kindergärten und Sportvereine interessant
sein, die die Prämien dann für Vereinsarbeit etc. verwenden können. /8/
7.1.2 Einsparpotenziale durch Energiemanagement bei öffentlichen
Gebäuden in St. Ingbert
Für die öffentlichen Gebäude der Stadt St. Ingbert wurde zwischen November
1996 und 1999 bereits ein Energiemanagementsystem begonnen, was aber aus
„Zeit- uns Kostengründen“ danach nicht mehr fortgeführt wurde. Dieses wurde von
ISUF (Institut für Sozial- und Umweltforschung) und der SEA (Saarländischen
Energieagentur GmbH) betrieben. Dabei konnten durch monatliche Begehungen,
Verbrauchserfassung, Datenverwaltung, Sonderaktionen (optimierende Eingriffe,
kleinere Sofortinstallationen, Schulungs- und Informationsangebote) und regelmäßige Energieberichte jährliche Einsparungen im Heizenergie-, Wasser- und
Stromverbrauch von 5 – 25 % erzielt werden.
Aus den vorhandenen alten Datenbeständen des Energieberichts von St. Ingbert
aus dem Jahr 1998 kann ein Datenvergleich mit den Verbrauchsdaten von 2006
für die öffentlichen Gebäude in St. Ingbert durchgeführt werden. Es werden die
Wärmeverbräuche von 35 Gebäuden bzw. die Stromverbräuche von 38
Gebäuden verglichen. /14/ Dabei ergibt sich folgendes:
Für den Wärmeverbrauch ergibt der Vergleich, dass bei 51 % der Gebäude (18
Gebäude) ein Verbrauchsanstieg zu verzeichnen ist, d.h. dass die heutigen Werte
über den Werten von 1998 liegen. Insgesamt gesehen lag der witterungsbereinigte
Seite 120 von 237
Verbrauch 2006 um ca. 170 MWh über dem von 1998. Bei einzelnen Gebäuden ist
eine Verbrauchssteigerung von bis zu 40 % aufgetreten.
Vergleicht man den Stromverbrauch der Jahre 1998 und 2006, liegt dieser heute
sogar bei 57 % der Gebäude (21 Gebäude) höher als im Jahr 1998, als noch eine
regelmäßige Verbrauchskontrolle durchgeführt wurde. Der Gesamtanstieg über
alle 38 verglichenen Gebäude lag bei ca. 270 MWh (entsprechend ca. 50 T €/a).
Fazit: Der Wärmeverbrauch liegt zum Großteil unter den Werten von 1999, was evtl.
durch den Austausch erneuerungsbedürftiger Heizsysteme bzw. zwischenzeitlichen
energetischen Sanierungsmaßnahmen zu erklären ist. Jedoch ist ein Anstieg des
Wärmeverbrauchs bei ca. 25% der Gebäude festzustellen, der evtl. durch den
Wegfall des Energiecontrollings bedingt ist.
Besonders beim Stromverbrauch wird der positive Effekt eines Energiecontrollings
deutlich. Nach Wegfall des Controllingsystems stieg der Stromverbrauch bei mehr
als 50 % der untersuchten Gebäude teils stark an. Mangels regelmäßiger
Verbrauchskontrolle und Sichtkontrollgänge werden Schwachstellen und Ausfälle
nicht zeitnah erkannt und behoben. In den alten Energieberichten wurde darauf
hingewiesen, dass in den nächsten Jahren die Beleuchtungssysteme Erneuerung
bedürfen. Die sollte, falls nicht schon geschehen, noch durchgeführt werden, da
hierdurch hohe Einsparungen möglich sind, wie die Berechnung in 7.1.1.1 zeigen.
Zum derzeitigen Verbrauch der öffentlichen Liegenschaften in St. Ingbert und
daraus abgeleiteten Handlungsempfehlungen, siehe auch Kapitel 3.
Neben dem Ziel, die CO2-Emissionen der Stadt St. Ingbert zu reduzieren, ist es auch
aufgrund steigender Wärme- und Stromkosten nötig, erneut Energiecontrolling zu
betreiben. Die Ausgaben für das Energiecontrolling werden durch die Energiekosteneinsparungen i. A. gedeckt und eine sinnvolle Investition in den Klimaschutz
getätigt.
7.2 Industrie und Gewerbe
Im Sektor Industrie und Gewerbe bietet ein Energiemanagementsystem ebenfalls
große Chancen, Energie, Emissionen und Kosten einzusparen. Hier können
Einsparungen von bis zu 20 % und mehr erreicht werden.
7.2.1 Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen
Die Schritte zur Umsetzung eines solchen Systems sind dabei die folgenden:
1. Unterstützung des Topmanagements gewinnen:
Die kann vor allem dadurch geschehen, dass die erreichbaren Einsparpotentiale
erläutert werden und die Unternehmensführung auf nutzbare Förderprogramme
hingewiesen wird.
Seite 121 von 237
Des Weiteren ist der positive Effekt auf das Image des Unternehmens zu erwähnen,
der mit ein Grund für ein Umweltmanagementsystem sein kann.
2. Ist-Analyse:
Im nächsten Schritt wird eine Ist-Analyse durchgeführt, in der alle
Verbrauchsdaten, Energieströme im Betrieb sowie Hauptverbraucher erfasst
werden, um die offensichtlichen Schwachstellen offenzulegen. Die Daten werden
anschließend graphisch aufbereitet.
Zur Auswertung werden auch die Energieverbräuche der letzten Jahre herangezogen, um Trends zu erkennen.
3. Spezifische Energiekennzahlen bilden:
Mit weiteren Daten wie Nutzfläche, produzierte Stückzahl, Erlöse, Mitarbeiterzahl
etc. werden spezifische Kennzahlen gebildet. Diese Kennzahlen ermöglichen eine
Vergleichbarkeit mit anderen Unternehmen der gleichen Branche und eine
energetische Einordnung des eigenen Betriebs.
4. Maßnahmenvorschläge erarbeiten, beschließen und umsetzen
5. Erfolgskontrolle und laufendes Energiecontrolling:
Die wichtigsten Verbraucher werden detailliert und kontinuierlich analysiert.
Daten über die Energieeffizienz der Systeme werden ausgewertet.
6. Ggf. Nachbesserung
Anschließend werden aus der Analyse Verbesserungsmöglichkeiten erarbeitet und
konkrete Maßnahmen festgelegt.
7. Schritte 4, 5 und 6 kontinuierlich durchführen
Die denkbaren Maßnahmen zur Energieeffizienzsteigerung sind vielfältig, daher ist
eine Energieberatung bzw. geschultes Personal, wie z.B. bei der Firma Voit gerade
umgesetzt, zum Erkennen, Umsetzen und Kontrollieren der Maßnahmen nötig.
Nachfolgend sind mögliche Maßnahmen von Energiekonzepten aufgezeigt:
-
Optimierung der Energieerzeugung (neue
erneuerbarer Energien, Wärmerückgewinnung)
Heizkessel,
-
Prozessoptimierung
-
Optimierte Regelung (kostengünstig!)
-
Absenkung von Temperaturniveaus (kostengünstig!)
-
Optimierung der Kältetechnik
Einsatz
Die Einsparpotenziale im Bereich der Kälteerzeugung liegen zwischen
20 und 40 % durch die Maßnahmen stärkere Wärmedämmung der
Anlagen, Einsatz effizienter Kälteprozessoren, drehzahlgeregelte
Seite 122 von 237
Antriebe für Verdichter, Ventilatoren und Antriebe und Steuerung des
Verdichterdrucks. Der Ersatz von elektrischen Kühlsystemen durch
Kältemaschinen, die mit thermischer Energie gekühlt werden, z.B.
Adsorptions- und Absorptionskältemaschinen mit Wärme aus der
Fertigung oder Sonneneinstrahlung, oder Einsatz von Kraft-WärmeKälte-Kopplung, erzielt Energieeinsparungen und hohe primärenergetische Einsparungen.
-
Druckluftoptimierung:
Hier sind durchschnittlich Einsparungen von 30 % möglich. Eine
Optimierung der Druckluft kann beispielsweise durch Anpassung der
Ventilöffnungsdauer an den tatsächlichen Bedarf, Beseitigung von
Engstellen in Druckluftnetzen, Ersatz von falsch dimensionierten
Anlagen, Absenkung von Druckniveaus und Beseitigung von
Leckagen erfolgen.
-
Minimierung Energieverbrauch Fördertechnik, Transportaufgaben und
Logistik:
Einsatz von hocheffizienten Motoren, Umrichter-Antrieben
angetriebenen Systemen (Pumpe, Gebläse, Kompressor)
-
und
Optimierte Lufttechnik
Bei einer Optimierung der gesamten Kette bestehend aus Ventilator,
Motor, Transmission, Leitung und Steuerung sind Einsparungen von 40 –
80 % realistisch.
-
Realisierung
der
wirtschaftlichen
Einsparpotentiale
bei
Gebäudehüllen, Heizung, Lüftung, Klimatisierung und Beleuchtung
-
Klärung von Amortisationszeiten und Finanzierung
Eine vereinfachte Herangehensweise bieten Branchenenergiekonzepte, d.h. die
Orientierung an Energiekonzepten, die bereits für andere Unternehmen der
gleichen Branche erstellt wurden. Typische Schwachstellen der jeweiligen Branche
können Rückschlüsse auf eigene Schwachstellen ermöglichen, Kennzahlen dienen
zur Einordnung des eigenen Unternehmens. Nachfolgend werden anhand von drei
Industriezweigen Einsparmaßnahmen und die dadurch erzielten Erfolge
aufgezeigt. Da in St. Ingbert ein Großteil der Industriebetriebe der Metallverarbeitenden Branche (Gießereien, Gehäuseproduktion, Zylinderherstellung)
zugeordnet werden kann, wird zunächst auf einen von der dena (Deutsche
Energie Agentur) im Rahmen des Energieeffizienzprogramms prämierten Betrieb
eingegangen. Weiterhin wird auf die Gewerbezweige Hotels und Gaststätten und
den Lebensmittel-Einzelhandel eingegangen, die ebenfalls in St. Ingbert
anzutreffen sind. /13/ /17/
Seite 123 von 237
Beispiel 1: Metallverarbeitung
In der Produktionshalle eines Autozulieferers wurde das Beleuchtungssystem
grundlegend erneuert. Durch den Einsatz hochreflektierender Leuchten aus
Aluminium konnte die Anzahl der Leuchten reduziert werden. Weiterhin wurden die
ursprünglichen magnetischen Vorschaltgeräte durch elektronische Geräte mit nur
geringer Leistungsaufnahme ersetzt und mit einer tageslichtabhängigen Regelung
sowie bewegungsabhängiger Dimmung kombiniert. Der Betrieb konnte durch
diese Maßnahmen seine Energiekosten für die Beleuchtung um 72 % pro Jahr
reduzieren und 346 t CO2 einsparen.
Beispiel 2: Hotels und Gaststätten
In Hotels und Gaststätten verteilt sich der Bedarf an elektrischer Energie auf
Beleuchtung (ca. 30%), Küche (bis zu 25 %), Wäscherei (ca. 15 %), Lüftungsanlagen
(ca. 10 %), Hotelzimmer (ca. 10 %) und Sonstiges (beispielsweise ein Lift (ca. 10 %)).
Sind Minibars in den Zimmern installiert, kann deren Verbrauch bis zu 20 % der
gesamten elektrischen Energie ausmachen.
Über Lastmanagement, d.h. die Vermeidung des Betriebs mehrerer Großgeräte
gleichzeitig, können die Stromkosten hier reduziert werden. Möglichkeiten dazu
sind die elektronische Verriegelung von Großverbrauchern mit „Entweder-Oder“Schaltern (kostengünstig) bzw. ein elektronisches Lastmanagement. Einsparungen
im Beleuchtungsbereich lassen sich durch effiziente Leuchten und Energiesparlampen erzielen. Die notwendige Lichtleistung kann dabei auch durch eine
helle Gestaltung der Zimmer (Wände, Decken, Fußböden) reduziert werden.
Weiterhin spart der Umstieg auf effizientere Küchengeräte bis zu 50 % an Energie.
Um den Verbrauch in den einzelnen Zimmern zu reduzieren, kann beispielsweise
vom Zimmerpersonal kontrolliert werden, ob sich der Fernseher im Stand-by-Betrieb
befindet und gegebenenfalls ausschalten. Weiterhin sollten Abluftventilatoren in
den Bädern automatisch geregelt werden und nur bei Benutzung zum Einsatz
kommen (nicht im Dauerbetrieb), die Einsparung liegt bei 75 %.
Beispiel 3: Lebensmittel-Einzelhandel
Im Lebensmittel-Einzelhandel wird die elektrische Energie zu einem Großteil für
Kühlung (66 %) und Beleuchtung (26 %) sowie Heizung und Lüftung (8 %)
eingesetzt.
Im Bereich der Beleuchtung ist, wie bereits erläutert, der Austausch von Leuchten
und Vorschaltgeräten mit hohen Energieeinsparungen verbunden. Im Einzelhandel
wird die Beleuchtung auch als ein Werbemittel eingesetzt. Hier kann beispielweise
mit Zeitschaltuhren oder dem Einbau von Dämmerungsschaltern Energie eingespart werden. Weiterhin sollte bei der Kühlmöbelbeleuchtung darauf geachtet
Seite 124 von 237
werden, dass die Lampen außerhalb des Bereichs des Luftschleiers liegen, um eine
unnötige Erwärmung der Kühlmöbel zu verhindern.
Der Umstieg von Einzelkältemaschinen auf Verbundkälteanlagen bietet
Einsparungen von 20 – 40 %. Weiterhin kann durch die „Auswahl effizienter
Kühlmöbel mit niedrigem Energieverbrauch, Einsatz von Nachtabdeckungen und
Rollos, Einsatz transparenter, permanenter Abdeckungen, einer Taupunktregelung
der Rahmen-, Scheiben- und Handlaufheizungen, sowie der Wahl des richtigen
Aufstellungsortes (Nähe zu Heizkörpern und starke Sonneneinstrahlung vermeiden)“
mit einfachen Maßnahmen Energie eingespart werden.
Bei Ersatz der raumlufttechnischen Anlagen ist der Austausch evtl. vorhandener
elektrischer Lufterhitzer gegen warmwasserbeheizte Geräte mit hohen primärenergetischen Einsparungen verbunden. Weiterhin kann durch Wärmerückgewinnungssysteme der Heizenergiebedarf erheblich (~ 50 %) gesenkt werden. Die
Optimierung der Regelungstechnik nach vorgegebenen Sollwerten für Temperatur
und Luftwechsel ist nur mit geringen Amortisationszeiten verbunden.
Obige Beispiele zeigen das hohe Energieeinsparpotenzial, das durch Investitionen
in Energieeffizienzmaßnahmen in vielfältigen Branchen erschlossen werden kann.
Dabei sind die hier aufgeführten Maßnahmen nicht nur Investitionen in den
Klimaschutz, sondern auch mit erheblichen Kosteneinsparungen für die Betriebe
verbunden.
7.2.2 Abschätzung
Potenzials
des
realisierbaren
Bezug nehmend auf die Enquête-Studie 2002 werden die technisch realisierbaren
Energieeinsparpotenziale im Bereich Industrie sowie im Bereich Gewerbe,
Dienstleistung und Handel für St. Ingbert ermittelt. /15/
Seite 125 von 237
Für den Industriebereich stellt sich das analog abgeschätzte Einsparpotenzial wie
folgt dar:
Bereich
Technisches Potenzial [%]
Prozessgas
12 – 18 41
Druckluft
47,9
Elektromotoren
11,3
Pumpen und Ventilatoren
25
Beleuchtung
77
Sonstiges42
29,7
Tabelle 7-1 Energieeinsparpotenzial Industriebereich in Deutschland
Anhand der statistischen Auswertung des Bundesverbands der Energie- und
Wasserwirtschaft (BDEW) /16/, der Enquête-Studie sowie der Daten der Stadtwerke
wird die Struktur des Endenergieverbrauchs in St. Ingbert abgeschätzt.
Bereich
Verbrauch in GWh
Prozesswärme
58,1 GWh
Raumwärme und
Warmwasser
45,2 GWh
Druckluft
8,7 GWh
Pumpen und
Ventilatoren
20,3 GWh
Elektrische Antriebe
34,8 GWh
Beleuchtung
4,5 GWh
Tabelle 7-2: Statistische Verteilung des Energieverbrauchs im Industriebereich,
umgelegt für St. Ingbert
Prozesswärmenutzung zur Trocknung in den Industriezweigen Schreinerei, Autolackiererei,
Temperaturniveau < 200°C
41
42
Übrige Prozesswärme, Raumwärme, I&K, Warmwasser, Klimatisierung, Einsparpotenzial lt. WI
Seite 126 von 237
Im Bereich Gewerbe, Handel und Dienstleistungen liegen demnach folgende
Einsparpotenziale vor:
Bereich
Technisches Potenzial [%]
Raumwärme
22
Sonstige Prozesswärme
22
Mechanische Energie
27,2
Beleuchtung
27,2
Tabelle 7-3:
Deutschland
Energieeinsparpotenzial
Gewerbe,
Handel,
Dienstleistung
in
Die Aufteilung in die Bereiche Wärme und elektrische Energie ist dabei für den
Gewerbebereich laut BDEW wie folgt. Dabei sind die Anteile in St. Ingbert in GWh
dargestellt.
Bereich
Anteil in %
St. Ingbert [GWh]
Raumwärme und Warmwasser
54,43
34,2
Sonstige Prozesswärme
16,70
3,8
Mechanische Energie
22,27
11,7
Beleuchtung
6,60
4,9
Tabelle 7-4: Struktur des Endenergieverbrauchs im Bereich Gewerbe, Handel,
Dienstleistung in St. Ingbert
Mit den Faktoren zur Energieeinsparung werden die Einsparpotenziale in St. Ingbert
überschlägig ermittelt.
Bereich
Verbrauch 2006
Technisch
Einsparung
Prozesswärme
61,9
~ 10 GWh
Raumwärme und
Warmwasser
79,4
~ 21GWh
Mechanische Energie
75,5
~ 16 GWh
Beleuchtung
9,4
~ 5 GWh
Tabelle 7-5: Technische Einsparpotenziale im Bereich Industrie und Gewerbe in St.
Ingbert
Die oben dargestellten Einsparpotentiale stellen grobe Abschätzungen dar, die für
jeden Einzelfall durch Energiedienstleister präzisiert werden müssen.
Seite 127 von 237
8 Gebäudeenergieversorgung
8.1 Variantenrechnung für Beispielgebäude
In diesem Abschnitt werden verschiedene Energieversorgungsalternativen aus
Sicht der Kunden der Stadtwerke St. Ingbert vorgestellt. Zum einen werden dabei
die Auswirkungen von Sanierungsmaßnahmen an der Gebäudehülle, zum
anderen primärenergetische Einsparungen durch alternative Heizsysteme ermittelt
und anhand von Vollkosten bewertet.
Die Berechnungen werden für vier in St. Ingbert vorliegende Gebäudetypen
durchgeführt. Die untersuchten Beispielgebäude sind dabei zum einen der
Gebäudetyp R_78_F, der im mit Nachtspeicherheizungen versorgten Gebiet ‚In
den Schwammwiesen’ anzutreffen ist. Da Nachtspeicherheizsysteme angesichts
des hohen Primärenergiebedarfs und der hohen CO2-Emissionen nicht mehr
zeitgemäß sind, ist insbesondere hier der Einsatz von alternativen Heizsystemen
anzustreben. Weiterhin wurde der Gebäudetyp 1948-68 betrachtet, da der
Großteil der in St. Ingbert anzutreffenden Häuser dieser Baualtersklasse
zuzurechnen ist. Dabei wurden die drei Gebäudetypen Reihen- (R_68_S),
Einfamilien- (E_68_S) und Mehrfamilienhäuser (M_68_S), jeweils mit Satteldach,
betrachtet.
Nachfolgend werden die Sanierungsmaßnahmen erläutert, die Energieeinsparungen aufgezeigt und Vollkostenrechnungen durchgeführt.
8.1.1 Erläuterungen Sanierungsmaßnahmen an der Gebäudehülle
In Abschnitt 2.4.4 wurde auf den heutigen Wärmeenergiebedarf, den IST-Zustand,
der Stadt St. Ingbert eingegangen, welcher sich aus dem historischen
Wärmebedarf der Gebäude, vermindert aufgrund der angenommenen
Sanierungsquoten, ergibt. Weiterhin wurden mögliche Energieeinsparungen
aufgezeigt, die sich durch weitergehende Sanierungsmaßnahmen (EnEV, OPT)
ergeben.
Nachfolgende Sanierungsstandards werden im Folgenden verglichen:
•
•
•
Energieeinsparung bei Sanierung nach TREND-Standard
Energieeinsparung Sanierung nach heutigem EnEV-Standard
Energieeinsparung Sanierung nach OPT-Standard (d.h. EnEV -30%)
Seite 128 von 237
8.1.2 Erläuterung der untersuchten Heizsysteme
Exemplarisch wurden für vier repräsentative Beispielgebäude folgende drei
ausgewählte Heizsysteme betrachtet43:
•
•
•
Gasbrennwertkessel
Nahwärmeversorgung (mit 70 % KWK-Anteil)
Wärmepumpe + solare Warmwasserunterstützung
In nachstehender Tabelle finden sich die wichtigsten Parameter der untersuchten
Heizsysteme. Die negativen Werte bei KWK erneuerbar entstehen dabei dadurch,
dass bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen eine Gutschrift für den gleichzeitig zur
Wärme erzeugten Strom vorgenommen wird. Diese Gutschrift ist bei mit
regenerativen Energien betriebenen KWK-Anlagen größer als die Gesamtemission
der Anlage.
Heizsystem
Heizkreistemperatur
Inneres
Heizsystem
Brennstoff/
Brennwertkessel
55/45°C
Heizkörper
Erdgas/1,1
250
Nahwärme
55/45°C
Heizkörper
KWK fossil/0,38
83
60 % KWK
KWK erneuerbar/0
- 207
Bioerdgas
Nahwärme
Primärenergiefaktor
CO2Äquivalent
[g/kWh]
Sonstiges
Wärmepumpe:
Vitocal 300 Typ
BW220,
Leistungszahl
4,57
55/45°C
Heizkörper
Strom/2,7
874,47
Solaranlage
(Flachkollektoren)
Trinkwassererwärmung
Wärmepumpe:
Vitocal 300 Typ
BW220,
Leistungszahl
4,57
35/28°C
Fußbodenheizung
Strom/2,7
874,47
Solaranlage
(Flachkollektoren)
Trinkwassererwärmung
Tabelle 8-1: Charakteristische Kenngrößen untersuchter alternativer Heizsysteme44
Andere Alternativen, wie z.B. Holzpellet-Heizungen oder Mini-BHKW wurden in Abstimmung mit
den Stadtwerken nicht betrachtet.
43
Das CO2-Äquivalent und der Primärenergiefaktor für die Nahwärmeversorgung fossil und
erneuerbar wurden für St. Ingbert nach GEMIS 4 ermittelt.
44
Seite 129 von 237
Die in Tabelle 8-1 genannten Heizsysteme wurden hinsichtlich End-, Primärenergie
und CO2-Emissionen mit den Referenzsystemen Nachtspeicherheizung und
Niedertemperaturgaskessel verglichen.
Für
die
Berechnungen
verschiedener
Heizsysteme
wird
mit
dem
Sanierungsstandard des TREND-Szenarios (siehe Abschnitt 2.4.4) gerechnet, bei
dem bereits Sanierungsmaßnahmen am Gebäude vorgenommen wurden. Dieser
Standard (oder besser) stellt einen Großteil des Gebäudestandards in St. Ingbert im
Laufe der nächsten Jahre dar. Des Weiteren können alternative Heizsystem
besonders dann sinnvoll und kostengünstig eingesetzt werden, wenn der
Dämmstandard des Gebäudes verbessert wurde (z.B. Wärmepumpe).
Um die Energieeinsparungen der untersuchten Heizsysteme bei weitergehenden
Sanierungsmaßnahmen (höherer Dämmstandard, Wärmeschutzverglasung), wie
sie auf Grundlage gesetzlicher Verschärfungen (Novellierung der Energieeinsparverordnung (EnEV)) und der Preisentwicklung von Endenergien für die
Zukunft abzusehen sind, zu berücksichtigen, wurde die OPT-Entwicklung eingeführt.
Die Energieeinsparungen zwischen EnEV und OPT liegen bei rund 25 %, die
Mehrkosten, die durch das Mehr an Dämmmaterial, evtl. Anpassen von
Dachüberständen und bessere Fenster anfallen, liegen bei 30 – 35 %. Eine
gesonderte Kostenrechnung hierfür wurde nicht durchgeführt.
Die Berechnungen wurden mit einem EnEV-Berechnungsprogramm durchgeführt,
welches für die Anlagentechnik Standardwerte aus der DIN 4701 verwendet.
8.2 Ergebnisse der Variantenrechnung
Ausgangslage für die Berechnung der erzielten Energieeinsparungen durch
Dämmmaßnahmen ist der mit der Gebäudetypologie erfasste HIST-Zustand, sprich
das noch unsanierte Gebäude.
8.2.1 Energieeinsparung durch Dämmmaßnahmen
In nachstehender Tabelle ist die Entwicklung des Heizwärmebedarfs bei den
unterschiedlichen Dämmstandards zu sehen. Der Ist-Zustand beschreibt die
Gesamtheit der Gebäude in St. Ingbert und stellt nur einen theoretischen Wert dar,
der den Durchschnitt verschiedener Sanierungsmaßnahmen und deren
Umsetzungsquoten in den unterschiedlichen Gebäudetypen widerspiegelt. Die
einzelnen, tatsächlich zu findenden Gebäude vor Ort entsprechen eher dem
historischen Zustand oder dem Zustand nach TREND-Szenario. Für die Abschätzung
von Energieeinsparungen durch Dämmmaßnahmen werden die Einsparungen
zum historischen Zustand (100 %) ins Verhältnis gesetzt.
Seite 130 von 237
Sanierungszustand
HIST
IST
TREND
EnEV
OPT
R_78_F
29.639 kWh/a
225 kWh/m²a
100,00%
23.154 kWh/a
175 kWh/m²a
78,12%
17.702 kWh/a
134 kWh/m²a
59,73%
13.656 kWh/a
103 kWh/m²a
46,08%
11.228 kWh/a
85 kWh/m²a
37,88%
E_68_S
42.486 kWh/a
317 kWh/m²a
100,00%
30.657 kWh/a
229 kWh/m²a
72,16%
19.624 kWh/a
146 kWh/m²a
46,19%
15.780 kWh/a
118 kWh/m²a
37,14%
11.633 kWh/a
87 kWh/m²a
27,38%
R_68_S
31.055 kWh/a
235 kWh/m²a
100,00%
22.521 kWh/a
171 kWh/m²a
72,52%
16.286 kWh/a
123 kWh/m²a
52,44%
12.543 kWh/a
95 kWh/m²a
40,39%
9.003 kWh/a
68 kWh/m²a
28,99%
M_68_S
92.457 kWh/a
251 kWh/m²a
100,00%
66.459 kWh/a
180 kWh/m²a
71,88%
45.521 kWh/a
123 kWh/m²a
49,23%
35.506 kWh/a
96 kWh/m²a
38,40%
25.390 kWh/a
69 kWh/m²a
27,46%
Tabelle 8-2: Endenergiebedarf Heizung und Warmwasser verschiedener
Gebäudetypen bei verschiedenen Sanierungsstandards als prozentuale Werte im
Vergleich zur Basis HIST
Bei einer Sanierung der Gebäudehülle auf TREND-Zustand werden im Schnitt 50 %
an Heizenergie eingespart. Die Einsparung durch die Trendsanierung ist dabei
abhängig vom Alter des Gebäudes, da hier der jeweils neuste, geforderte
Sanierungsstandard eingeht. Ein 1980 errichtetes Gebäude, dass 30 Jahre später
saniert wird, hat nach der Sanierung einen geringeren Wärmebedarf als ein
Gebäude, dass 1950 errichtet wurde und 1980 energetisch saniert wurde, was der
jeweilige TREND-Sanierungszustand wiedergibt.
Die Sanierung auf EnEV-Zustand reduziert den Heizenergiebedarf um ca. 60 %. Je
schlechter der historische, energetische Zustand, umso höher sind dabei die
Einsparpotenziale gegenüber dem historischen Zustand. Mit dem OPT-Zustand
lässt sich der Heizenergiebedarf um 70 – 80 % reduzieren. In Abbildung 8-1 sind die
spezifischen Werte graphisch dargestellt.
Im Ausgangszustand sind die Verbrauchswerte der Baualtersklasse 1948-68
natürlich höher als beim neueren Gebäude R_78_F. Die geringsten Heizwärmebedarfe treten im Reihenhaus (R) auf, da dort nur zwei Außenwände direkten
Kontakt mit der kalten Außenluft haben.
Seite 131 von 237
Spezifischer Endenergiebedarf (Heizung und Warmwasser)
Vergleich historischer Zustand mit unterschiedlichen Sanierungszuständen
für Gebäudetypen in St. Ingbert
350
Historischer (unsanierter) Zustand
Trend-Zustand (saniertes Gebäude)
EnEV-Neubauniveau
300
Optimierter Sanierungszustand
spez. Endenergiebedarf [kWh/m²a]
Ist-Zustand in St. Ingbert (teilsaniertes Gebäude)
250
200
150
100
50
0
R_78_F
E_68_S
R_68_S
M_68_S
Abbildung 8-1: Spezifische Endenergiebedarfe für Heizung und Warmwasser
(Daten aus Tab. 8-2)
8.2.2 Energieeinsparung durch alternative Heizsysteme
Die Darstellung der Energieeinsparungen erfolgt separat für Gebäudetyp
Reihenhaus mit Flachdach, Baualtersklasse 1969-78 (R_78_F) und die
Gebäudetypen Einfamilien-, Reihen- und Mehrfamilienhaus der Baualtersklasse
1948-68, da bei ersterem die Wärmeversorgung mit Nachtspeicherheizungen, bei
den anderen ein NT-Gaskessel als Referenzsystem angesetzt wird. Der
Gebäudestandard ist der TREND-Zustand.
8.2.2.1 Gebäudetyp R_78_F
Nachfolgende Graphik (Abbildung 8-3) und Tabelle 8-3 zeigen spezifische Endund
Primärenergiebedarfe
sowie
CO2-Emissionen,
die
beim
Einsatz
unterschiedlicher Heizsysteme pro m² Gebäudenutzfläche anfallen, der
Sanierungsstandard ist jeweils das TREND-Szenario. Beim Gebäudetyp R_78_F
entspricht das TREND-Szenario einem Heizwärmebedarf von 78 kWh/(m²a).
Seite 132 von 237
Der Endenergieeinsatz von 95 kWh/(m²a) bei der Versorgungsvariante
Nachtspeicherheizung steigt bei Variante Brennwertkessel und Nahwärme leicht
an, auf 115 kWh/(m²a) bzw. 117 kWh/(m²a). Dies erklärt sich durch die höheren
Verluste dieser Systeme gegenüber dem Nachtspeicherheizsystem.
Primärenergetisch schneidet die Nachtspeicherheizung im Vergleich der
Heizsysteme jedoch schlecht ab. Der Primärenergiefaktor für Strom liegt bei 2,7,
der von Erdgas bei 1,1. Der Primärenergiebedarf des Gebäudes von 256
kWh/(m²a) mit Nachtspeicherheizsystem fällt auf Werte von 132 kWh/(m²a) und 44
kWh/(m²a) bei Brennwertkessel und Nahwärme. Bei der Nahwärmeversorgung
über mit Bioerdgas betriebenes BHKW sinkt der Wert gar auf 0 ab.
Basis der CO2-Reduktionsberechnung für Gebäudetyp R_78_F bildet die jetzige
Versorgungssituation mit Nachtspeicherheizsystemen, durch deren Austausch sind
Einsparungen zwischen ca. 50 - 80 % möglich.
End-, Primärenergieverbrauch und C02-Emissionen verschiedener Heizsystme
Gebäudegruppe Reihenhäuser mit Fachdach 1968 - 1978
Sanierungszustand TREND
300
70
Endenergie
Primärenergie
CO2-Emissionen
60
50
200
40
150
30
100
CO2-Emissionen [kg/m²a]
End- und Primärenergie [kWh/m²a]
250
20
50
10
0
0
Brennwertkessel
Nahwärmeversorgung
Wärmepumpe
Wärmepumpe
(Fußbodenheizung)
Abbildung 8-2: Jährliche Energiebedarfe und Emissionen für Gebäudegruppe
Reihenhäuser mit Flachdach 1968-1978, Sanierungszustand TREND mit
verschiedenen Heizsystemen (vgl. Tabelle 8-3)
Seite 133 von 237
Tabelle 8-3: Energiebedarfe und Emissionen beim Einsatz
Heizsysteme, Gebäudetyp R_78_F, Sanierungszustand TREND
verschiedener
In Abbildung 8-3 sind die CO2-Emissionen dargestellt, die sich bei Kombination von
energetischer Sanierung (TREND auf OPT) und Austausch der Nachtspeicherheizungen gegen ein alternatives Heizsystem ergeben. Ein verbesserter
Dämmstandard, wie er beim OPT-Szenario vorliegt, führt gegenüber dem TRENDSzenario zu einer Reduktion der CO2-Emissionen von ca. 25 %. Zwischen dem
Maximalwert beim Nachtspeicherheizsystem und dem optimal erreichbaren Wert
OPT-Standard bei Nahwärmeversorgung liegt eine CO2-Einsparung von fast 88 %.
Dieser Wert kann also durch die Kombination von Dämmmaßnahmen und
Heizsystemänderungen erreicht werden.
Seite 134 von 237
70
Sanierungszustand TREND
63 kg/m²a
Sanierungszustand OPT
60
CO2-Emissionen [kg/m²a]
50
47 kg/m²a
40
29 kg/m²a
30
23 kg/m²a
22 kg/m²a
19 kg/m²a
20
16 kg/m²a
14 kg/m²a
9 kg/m²a
10
8 kg/m²a
0
Brennwertkessel
Nahwärmeversorgung
fossil
Wärmepumpe
Wärmepumpe
(Fußbodenheizung)
Abbildung 8-3: Jährliche CO2-Emissionen bei verschiedenen Dämmstandards für
Gebäudegruppe Reihenhäuser mit Flachdach 1968-1978, Sanierungszustände
TREND und OPT
In St. Ingbert wird noch etwa ein Energiebedarf von 7,3 GWh pro Jahr durch
Nachtspeicherheizsysteme gedeckt, was jährlichen CO2-Emissionen von 4.900
Tonnen entspricht. Beim Ersatz aller Nachtspeicherheizsysteme durch
Brennwertgeräte, Wärmepumpen oder Nahwärmeversorgung können zwischen
50 % und 80 % dieser Emissionen eingespart werden, wodurch die CO2-Emissionen
um 2.700 – 3.920 Tonnen pro Jahr reduziert würden. Bei einer gleichzeitigen
energetischen Sanierung der Gebäudehülle sind noch einmal 25 % Reduktion
möglich.
8.2.2.2 Gebäudetyp 1948-68
In den nachfolgenden Tabellen sind Endenergie, Primärenergie und CO2Emissionen der Gebäude der Baualtersklasse 1948-68 aufgeführt. Der
Sanierungszustand ist der TREND-Zustand, als Referenzsystem wird hier ein
Niedertemperatur-Gaskessel angenommen.
Seite 135 von 237
Tabelle 8-4: Energiebedarfe und
Heizsysteme, Gebäudetyp R_68_S
Emissionen
beim
Einsatz
verschiedener
Tabelle 8-5: Energiebedarfe und
Heizsysteme, Gebäudetyp E_68_S
Emissionen
beim
Einsatz
verschiedener
Seite 136 von 237
Heizsysteme, Gebäudetyp M_68_S
Aus Tabelle 8-4 bis Tabelle 8-6 erkennt man, dass durch den Austausch des
Niedertemperaturkessels gegen einen Brennwertkessel ca. 11% an Primärenergie
eingespart werden können.
Diese Einsparung wird dadurch erzielt, dass beim Brennwertkessel auch die
Kondensationswärme des Wasserdampfs im Abgas teilweise genutzt wird und
damit höhere
Kesselwirkungsgrade
erzielt werden.
Daher
wird
die
Vorlauftemperatur von 75°C auf 55°C herabgesetzt. Da der Sanierungszustand
TREND als Ausgangslage gewählt wird, ist diese Temperaturreduktion ohne
Komfortverlust möglich.
Durch den Umstieg vom NT-Kessel auf Nahwärmeversorgung reduziert sich die
benötigte Primärenergie um ca. 70 %.
Bei einer Wärmebereitstellung mit Wärmepumpe wird der Primärenergiebedarf um
ca. 45 - 50 % gegenüber dem NT-Kessel reduziert. Dabei wird von
Vorlauftemperaturen von 55°C beim System mit Radiatoren, bzw. 35°C beim
System mit Fußbodenheizung ausgegangen.
8.3 Vollkostenanalyse der Variantenrechnung
In diesem Kapitel werden die Kosten und die Wirtschaftlichkeit einer EnEVSanierung, Dämmung von Außenwänden, Kellerdecke und Dach auf den EnEVNeubauniveau-Standard und der Einbau von Fenstern mit Wärmeschutzverglasung, berechnet. Weiterhin werden die Kosten der in Abschnitt 8.2.2
erläuterten Heizsysteme aus Kundensicht aufgezeigt. Dabei wird der
Vollkostenwärmepreis in €/kWh zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit der
Seite 137 von 237
Maßnahmen herangezogen. Alle angegebenen Kosten sind als Nettokosten zu
verstehen.
Die Kostenermittlung wurde auf Grundlage von Daten des Baukosteninformationszentrums des IWU (Institut für Wohnen und Umwelt) sowie
Kostenkatalogen von Herstellern von Heizsystemen ermittelt. Weiterhin wurden
derzeitige Förderprogramme von BAFA, KfW und saarländischem Umweltministerium in die Wirtschaftlichkeitsberechnung mit integriert (Stand 18.06.08).
8.3.1 Exemplarische Hüllsanierung von Gebäudetypen
Die Kostenbetrachtung wird für die vier ausgewählten Gebäudetypen R_78_F,
R_68_S, EFH_68_S sowie MFH_68_S durchgeführt.
Dabei wird der aktuelle Zinssatz der KfW-Förderbank, der bei einer vollständigen
Hüllsanierung mit den geforderten Dämmstandards gewährt wird und bei 3,55 %
liegt (Stand 18.06.2008), angenommen. Des Weiteren wird die Fördermaßnahme
der KfW in Anspruch genommen, ein Tilgungszuschuss von 5 %. Dieser kann genutzt
werden, wenn nach der Sanierung der nach der EnEV geforderte
Neubaustandard erreicht ist.
Nachfolgende Maßnahmen werden an den Gebäudetypen durchgeführt und
damit die angegebenen U-Werte erreicht:
•
Außenwanddämmung U-Wert 0,4 W/(m²K)
•
Dachdämmung U-Wert 0,3 W/(m²K)
•
Kellerdeckendämmung U-Wert 0,4 W/(m²K)
•
Fenstererneuerung U-Wert 1,4 W/(m²K)
Das Heizsystem ist im Gebäudetyp R_78_F ein Nachtspeicherheizsystem, in den
anderen drei Gebäudetypen wird als Standardheizsystem mit einem
Niedertemperatur-Gaskessel gerechnet. Die Effizienz des Heizsystems geht in die
Berechnung des Endenergiebedarfs ein, in dem Anlagenverluste berücksichtigt
sind.
Nachfolgende
maßnahmen.
Tabelle
Maßnahme
Außenwanddämmung
Dachdämmung
Kellerdeckendämmung
Fenstererneuerung
zeigt
Lebensdauer
Lebensdauer
50
50
50
30
und
Zinssatz
3,55%
3,55%
3,55%
3,55%
Annuität
der
Sanierungs-
Annuität
4,30%
4,30%
4,30%
5,47%
Tabelle 8-7: Lebensdauer, Zinssätze und Annuitäten für Sanierungsmaßnahmen
Seite 138 von 237
Die Kostenkalkulationen sind in Abschnitt 12.5 dargestellt, nachfolgende Tabelle
gibt einen Überblick über Investitionskosten und Vollkostenwärmepreise.
Tabelle 8-8: Investitionskosten (Außenwand-, Dach-, Kellerdeckendämmung,
Fenstererneuerung)
bei
Sanierung
auf
EnEV-Neubauniveau
und
Vollkostenwärmepreise im sanierten und unsanierten Gebäudezustand
Aus der Kalkulation ergibt sich, dass für alle betrachteten Gebäudetypen durch
die Sanierungsmaßnahmen jährliche Kosteneinsparungen auftreten, d.h. über die
eingesparten Brennstoffkosten kann die Umlage der jährlichen Investitionskosten
finanziert werden. Die berechneten Vollkostenwärmepreise sind jeweils auf den
Heizenergiebedarf im unsanierten Zustand bezogen, um den Kostenvergleich zu
ermöglichen.
Die Vollkostenwärmepreise nach der Sanierungsmaßnahme liegen rund 1 Cent
(oder rund 10 %) unter denen der unsanierten Gebäude. In dem vor 1968
errichteten Reihenhaus wird der niedrigste Vollkostenwärmepreis erreicht. Im
neueren Reihenhaus (Baualter 1969 - 1978) liegt der Preis am höchsten, da hier die
Einsparungen durch die Sanierung geringer ausfallen, als in den älteren
Gebäuden. Zwischen Historischem Zustand und EnEV-Sanierung liegt eine
Endenergieeinsparung von 54 % (R_78_F) bzw. 60 % (R_68_F), siehe Tabelle 8-2.
Für alle betrachteten Gebäude ist eine energetische Sanierung auf der heutigen
Preisgrundlage wirtschaftlich umzusetzen. Bei weiter steigenden Brennstoffkosten
stellt sich die Wirtschaftlichkeit noch besser dar.
Zusätzlich sind die Dämmmaßnahmen, besonders bei alten Gebäuden, mit
Komfortverbesserungen verbunden.
Aufgrund der Energieeinsparung und der damit verbundenen Senkung der CO2Emission von ca. 4,6 – 14 t/a und Gebäude können diese Sanierungsmaßnahmen
nur empfohlen werden.
Seite 139 von 237
8.3.2 Vollkostenrechung alternative Heizsysteme
In diesem Abschnitt wird die Wirtschaftlichkeit eines neuen Heizsystems
(Nahwärmeanschluss, Brennwertkessel und Wärmepumpe) aus Kundensicht
beurteilt. Nachfolgend werden die Annuitäten der Maßnahmen aufgeführt und
die Ergebnisse der Berechnungen kurz erläutert. Die Berechnungsblätter befinden
sich in den Anhängen 12.6, 12.7 und 12.8. Noch nicht berücksichtigt wurden
mögliche Fördermittel, die durch das Saarland bzw. den Bund für die Umstellung
von Nachtspeicherheizungen auf umweltfreundliche Alternativen in Aussicht
gestellt wurden.
8.3.2.1 Vollkostenrechnung Nahwärmeanschluss
Die Wirtschaftlichkeit, die sich für den Kunden durch einen Umstieg von
Nachtspeicherheizung auf Nahwärme ergibt, kann hier noch nicht abschließend
beurteilt werden, da es derzeit noch keinen Nahwärmepreis in St. Ingbert für die
Versorgung von reinen Wohngebäuden gibt. Um einen Anschluss und somit eine
Verbreitung von Nahwärme zu erreichen, muss der Vollkostenwärmepreis für die
Versorgung mit Nahwärme den für die Gasversorgung unterschreiten
(Anlegbarkeitsprinzip). Für eine Versorgungssituation wurde hilfsweise mit dem für
das Nahwärmegebiet (‚Am Hasenbühl’/’In den Schwammwiesen’) berechneten
Nahwärmepreis kalkuliert. Mit diesem Nahwärmepreis ergibt sich folgende
Kostensituation:
Tabelle 8-9: Investitionskosten Nahwärmeanschluss (Hauanschluss, Kompaktstation,
Vollkostenwärmepreise für Referenzsystem und Nahwärme
Man erkennt, dass die Wirtschaftlichkeit bei gleichem Nahwärmepreis auch von
der jeweiligen Gebäudesituation abhängt. So ergibt sich beim Gebäude mit
Nachtspeicherheizung (R_78_F) durch die Umstellung der gleiche Vollkostenwärmepreis für die Nahwärme- und die Gasbrennwertlösung. Bei den Einfamilien-,
Reihen- und Mehrfamilienhäusern von 1968 ergeben sich leicht höhere Vollkostenwärmepreise (plus 2 Cent/kWh) für die Nahwärmelösung. Daraus wird deutlich,
dass die Wirtschaftlichkeit der Umsetzung von vielen Parametern abhängig ist. Bei
entsprechend günstigem Nahwärmepreis könnte dies vom Gebäude unabhängig
Seite 140 von 237
sein oder mit anderen Worten die Anlegbarkeit muss sich auf die Grundgesamtheit
der potenziellen Anschlussnehmer beziehen. In diesem Beispiel wären anlegbare
Vollkosten von 0,09 €/kWh die Orientierungsgröße.
Der Anschluss an ein Nahwärmenetz ist für den Kunden mit Kosten für eine
Kompaktstation, Hausanschlusskosten und Montagekosten verbunden. Bei einem
Umstieg von Nachtspeicherheizung auf Nahwärme entstehen zusätzliche Kosten
für ein inneres Heizsystem, d.h. Kosten für Heizkörper, Rohrleitungen und
Isolierungen. Dementsprechend liegen die Investitionskosten für den reinen
Nahwärmeanschluss bei ca. 5.000 Euro, mit Installation von neuen Heizkörpern bei
ca. 9.000 Euro, Berechnungen im Anhang (Abschnitt 12.6).
Zur Berechnung der Energie- und Kosteneinsparungen, die der Kunde durch den
Umstieg auf Nahwärme erzielt, ist das Referenzsystem zum einen ein
Nachtspeicherheizsystem, zum anderen ein Niedertemperatur-Gaskessel. Die
Endenergieeinsparungen liegen bei einem Wechsel von NT-Kessel auf Nahwärme
bei ca. 12 %. Wird das Nachtspeicherheizsystem ersetzt, steigt der
Endenergiebedarf gar an, da
bei
Nachtspeicherheizungen
keinerlei
Verteilungsverluste entstehen, weil die Wärme dort erzeugt wird, wo sie benötigt
wird. Die primärenergetische Einsparung beträgt beim Ersatz jedoch 70 – 82 %.
8.3.2.2 Vollkosten Brennwertkessel
Die Kosten, die für die Installation eines Gasbrennwertkessels anfallen, sind Kosten
für Kessel, Gasanschluss, Gasleitungen, Abgassystem und Speicher. Beim Umstieg
von Nachtspeicherheizung auf Brennwertkessel fallen zusätzliche Kosten für
Heizkörper, Rohrleitungen und Isolierung an. Bei den durchgeführten
Berechnungen wird davon ausgegangen, dass in den Gebäudetypen R_68_S,
EFH_68_S und MFH_68_S Rohrleitungen und Heizkörper bereits vorhanden sind (da
hier das Referenzheizsystem eine Niedertemperatur-Gasheizung ist) und im
Gebäudetyp R_78_F ein inneres Heizsystem installiert werden muss (da hier ein
Nachspeicherheizsystem vorhanden war). Tabelle 8-10 gibt die Lebensdauer,
Zinssätze und Annuitäten an, der Zinssatz ist dabei der KfW-Zinssatz, der im
Programm Wohnraum modernisieren für den Austausch der Heizungstechnik
gewährt wird.
Seite 141 von 237
Maßnahme
Gasbrennwertkessel < 10kW
Gasanschluss
Gasleitungen im Gebäude
Abgassystem
Speicher 160l
Heizkörper und Zubehör
Rohrleiung und Isolierung
Lebensdauer
20
50
40
50
15
20
30
Zinssatz
4,78%
4,78%
4,78%
4,78%
4,78%
4,78%
4,78%
Annuität
7,88%
5,29%
5,65%
5,29%
9,49%
7,88%
6,34%
Tabelle 8-10: Lebensdauer, Zinssätze und Annuitäten für Brennwertkessel
Die Endenergieeinsparungen zwischen NT-Kessel und Brennwertkessel liegen im
Schnitt bei 12 %. Diese Einsparung ist durch den höheren Wirkungsgrad des
Brennwertkessels möglich. Steht ein Kesselaustausch an, kann der Kunde sich
zwischen NT- und Brennwertkessel entscheiden, wobei die Mehrkosten für den
Brennwertkessel ca. 500 € betragen. Hier zeigt die Realität, dass viele Kunden sich
bereits seit längerem für ein Brennwertgerät entscheiden.
Vergleicht man den Endenergiebedarf beim Nachtspeicherheizsystem
(12.200 kWh/a) mit dem bei einer Versorgung mit Brennwertkessels (14.600 kWh/a),
liegt eine Steigerung von ca. 20 % vor. Jedoch können, auf Grundlage der
derzeitigen Brennstoffpreise, jährlich Brennstoffkosten in Höhe von ca. 370 € pro
Jahr eingespart werden, da der Arbeitspreis (je kWh elektrisch oder Hs) für Gas ca.
50 % unter dem von Heizstrom liegt.
Die Brennstoffkosteneinsparung zwischen NT- und Brennwertkessel liegt bei rund
110 € – 290 € jährlich.
Tabelle 8-11: Investitionskosten Brennwertkessel (Brennwertkessel, Abgassystem,
Vollkostenwärmepreise für Referenzsystem und Brennwertkessel
In Tabelle 8-11 sind die Investitionskosten und Vollkostenwärmepreise dokumentiert.
Da die Vollkostenwärmepreise für NT-Kessel und Brennwertkessel gleich sind, sollte
die Entscheidung bei Neukauf aus energetischen Gesichtspunkten auf den
Brennwertkessel fallen. Im Mehrfamilienhaus schneidet der Brennwertkessel auch
kostenseitig besser ab. Die spezifischen Mehrkosten vom NT-Kessel zum
Brennwertkessel sind geringer als im Einfamilien- und Reihenhaus.
Seite 142 von 237
Beim Umstieg von Nachtspeicherheizungen auf Brennwertkessel liegen die
Vollkostenwärmepreise trotz der vergleichsweise hohen Investitionskosten vor und
nach Sanierung gleich hoch. Höhere Investitionskosten fallen an, da Heizkörper
und Rohrleitungen eingebaut werden und Kosten für Gasanschluss, Gasleitungen
im Gebäude und einen Wärmespeicher anfallen. Diese Investitionen müssen,
wenn lediglich der Brennwertkessel gegen einen NT-Kessel ausgetauscht wird,
nicht getätigt werden.
8.3.2.3 Vollkosten Wärmpumpe
Nachfolgend werden die Kosten für den Einsatz einer Wärmepumpe in
Kombination mit solarer Trinkwassererwärmung berechnet. Bei der eingesetzten
Wärmepumpe handelt es sich um eine Sole/Wasser-Wärmepumpe mit einer
angenommenen (hohen) Leistungszahl von 4,57. In den Investitionskosten
schlagen sich neben der Wärmepumpe die Tiefenbohrung, in die Erdwärmesonden eingebracht werden, nieder.
Zwei Varianten für das innere Heizsystem werden betrachtet: zum einen ein System
mit Radiatoren, zum anderen ein Fußbodenheizsystem. Zusätzlich zur Wärmpumpe
wird eine Solaranlage mit Pufferspeicher für die Trinkwassererwärmung installiert.
Die Flachkollektoren besitzen eine Größe von 5 m² im Einfamilien- und Reihenhaus
und 12 m² im Mehrfamilienhaus. Damit wird ein Anteil von > 50 % zur Deckung des
Warmwasserbedarfs erzielt. Ist dieser Deckungsanteil erreicht, kann die einmalige
Förderung der BAFA von 750 € beantragt werden. Die Systemkombination
Wärmepumpe und Solaranlage ist besonders effizient. Nur beim Einsatz einer
solaren Trinkwasserbereitung ergeben sich auch Jahresarbeitszahlen (JAZ) von 4
und höher. Ansonsten liegt die JAZ unter 4, da die Wärmepumpe bei hohen
Temperaturen (Trinkwasserbereitung ca. 55° bis 60°C) einen geringeren
Wirkungsgrad erzielt. Verschiedene Förderprogramme sind an den Nachweis einer
JAZ für eine Sole/Wasser-Wärmpumpe von 4 oder besser gekoppelt. Bei den
untersuchten Gebäudetypen und Sanierungsstandards liegt die JAZ zwischen 4,0
und 4,5.
In Anhang (12.8) finden sich die Ergebnisse
nachfolgende Annuitäten zugrunde liegen.
der Berechnungen,
Seite 143 von 237
wobei
Maßnahme
Wärmepumpe
Erdwärmesonden
Soleverteiler
Solarkollektoren + Speicher
Flächenheizsystem
Rohrleitungen
Anschlusszubehör
Lebensdauer
20
50
50
20
20
30
20
Zinssatz
4,78%
4,78%
4,78%
4,78%
4,78%
4,78%
4,78%
Annuität
7,88%
5,29%
5,29%
7,88%
7,88%
6,34%
7,88%
Tabelle 8-12: Annahme für Lebensdauer, Zinssätze und Annuitäten für Wärmpumpe
und thermische Solaranlage
Weiterhin werden die derzeit möglichen Fördermaßnahmen ausgeschöpft. Das
saarländische Umweltministeriums gewährt eine Förderung für Wärmepumpen von
180€/kW. Weiterhin können die Förderprogramme der BAFA (Bundesamt für
Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle) für Solaranlagen und Wärmepumpen sowie der
Zuschuss, der für die Kombination von Solaranlage und Wärmepumpe gewährt
wird, in Anspruch genommen werden. 45
Tabelle
8-13:
Investitionskosten
(je
Wärmepumpe,
Radiatorenheizsystem
45
nach
Förderprogramm)
und
solarthermische
Anlage,
http://www.bafa.de/bafa/de/energie/erneuerbare_energien/index.html
Seite 144 von 237
Tabelle
8-14:
Investitionskosten
(je
nach
Förderprogramm)
und
Vollkostenwärmepreise Wärmepumpe, solarthermische Anlage, Flächenheizsystem
Der Einsatz einer Wärmepumpe ist das Heizsystem, das mit den höchsten
Investitionskosten verbunden ist. Für den Gebäudetyp R_78_F liegen die Kosten
beispielsweise für den Brennwertkessel bei ca. 12.200 €, für den Anschluss an ein
Nahwärmenetz bei ca. 9.900 € und für die Wärmepumpe zwischen 17.800€ und
20.700€ (bei Inanspruchnahme der Förderprogramme). Jedoch sind die
realisierbaren Endenergieeinsparungen beim Heizsystem Wärmepumpe mit 60 –
70 % am höchsten. Da mit einem Flächenheizsystem die Vorlauftemperatur von
55 °C auf 35 °C reduziert werden kann, sind die Einsparungen mit
Fußbodenheizung besonders hoch.
Die JAZ des Systems ist abhängig vom inneren Heizsystem und liegt dabei umso
höher, je niedriger die eingesetzte Vorlauftemperatur ist. Die Vorlauftemperatur
kann einerseits dadurch reduziert werden, dass die wärmeübertragende Fläche
besonders dimensioniert wird, d.h. ein Flächenheizsystem eingebaut wird. Zum
anderen kann die Vorlauftemperatur durch eine Reduktion des Heizwärmebedarfs
herabgesetzt werden, was durch eine energetische Gebäudesanierung erreicht
wird. Daher ist es sinnvoll, im Zusammenhang mit dem Einsatz einer Wärmepumpe
auch den Dämmstandard des Gebäudes zu erhöhen.
Beim
Gebäudetyp
R_78_F,
bei
dem
das
Ausgangssystem
ein
Nachtspeicherheizsystem ist, liegt der Vollkostenwärmepreis für beide Systeme bei
0,17 €/kWh, d.h. der Umstieg ist kostenneutral möglich. Gegenüber einem NT-Kessel
als Ausgangssystem liegen die Vollkostenwärmepreise für die Wärmepumpe höher.
Wird das Radiatorensystem nachträglich gegen ein Flächenheizsystem ausgetauscht, steigen die Vollkostenwärmepreise und liegen bis zu 8 Cent über denen
des NT-Kessels.
Dennoch ist mit einer verstärkten Installation von Wärmepumpen zu rechnen, da
die Wirtschaftlichkeit zum einen vom Haustyp abhängig ist und auch durch sehr
gute Angebote am Markt noch verbessert werden kann. Bei einigen Haustypen
liegt die Differenz nur im Bereich von 1-2 Cent/kWh.
Seite 145 von 237
8.3.3 Sensitivitätsrechnung
Um die Auswirkungen von Preissteigerungen auf die in obigen Abschnitten
erläuterten Wirtschaftlichkeitsrechnungen der Sanierungsmaßnahmen abschätzen
zu können, wird eine Sensitivitätsrechnung durchgeführt. Dafür wird zum einen eine
getrennte Preissteigerung für den Gas- und den Strompreis betrachtet, zum
anderen die Veränderung der Vollkostenwärmepreise bei einem Anstieg beider
Energieträger. Auch ein einmaliger Preissprung von 15 % und 25 % wird betrachtet.
Besonders beim Gebäude mit Nachtspeicherheizung als Ausgangsheizsystem wird
mit steigenden Preisen der Wechsel auf ein alternatives Heizsystem immer
attraktiver. Bei Preisbasis 2008 liegen die Vollkosten für jedes Heizsystem bei rund
0,17 €/kWh. Bei einer Preissteigerung für Strom und Gas von 25 % liegt der
Vollkostenwärmepreis der Wärmepumpe 1 Cent unter dem des Brennwertkessels
bzw. 2 Cent unter dem für das Nachtspeicherheizsystem. Auch der Einbau eines
Flächenheizsystems ist bei Preissteigerungen von 25 % wirtschaftlich.
Für die Gebäudetypen mit Ausgangsheizsystem NT-Kessel liegen die Vollkostenwärmepreise für NT-Kessel und Brennwertkessel auch bei Preissteigerungen gleich
hoch. Im Mehrfamilienhaus ist der Brennwertkessel sogar günstiger. Mit steigenden
Preisen wird die Wärmepumpe auch bei diesen Gebäudetypen attraktiver. Die
Differenz der Vollkostenwärmepreise von NT-Kessel und Wärmepumpe sinkt bei
einem Preissprung von 25 % beispielsweise auf etwa 1 Cent/kWh von vorher ca.
2 Cent/kWh. Die Wärmepumpe in Kombination mit einem Flächenheizsystem ist
auch bei steigenden Brennstoffkosten noch nicht wirtschaftlich. Die Mehrkosten
von ca. 5 – 9 Cent/kWh sinken zwar, liegen jedoch noch immer bei 4 – 7
Cent/kWh.
Insgesamt zeigen die Berechnungen, dass der Wechsel auf einen Brennwertkessel
sowohl kostenseitig als auch aufgrund der Effizienz des Systems und der damit
verbundenen CO2-Einsparungen anzuraten ist. Dies gilt sowohl für Gebäude, die
bereits mit Gas versorgt werden, als auch für diejenigen, die eine Alternative zur
Nachtspeicherheizung suchen. Die Wärmepumpe liegt im Schnitt etwas teuerer,
die Differenz der Vollkostenwärmepreise wird jedoch mit steigenden
Brennstoffkosten geringer.
Sofern Nahwärme kostengünstig zur Verfügung gestellt werden kann, siehe die
Untersuchung zum Gebiet ‚Am Hasenbühl’/’In den Schwammwiesen’, ist
Nahwärme die günstigere Umstiegsvariante, da insbesondere die Primärenergieund CO2-Vermeidung größer ist als bei anderen Alternativen. Die Preisstabilität ist
trotz der Kopplung an den Erdgaspreis, bedingt durch den hohen Fixkostenanteil,
größer als bei den anderen Alternativen, dies zeigen im übrigen die langjährigen
Preisstatistiken für die Fernwärmepreise (Abbildung 8-4). Wird in der weiteren Folge
gar Bio-Erdgas eingesetzt, so werden sich die Brennstoffpreise vom Ölpreis
entkoppeln lassen.
Seite 146 von 237
Preisentwicklung FW, Erdgas, Heizöl
für Haushalte (incl. MWSt.)
250%
230%
210%
190%
FW
170%
Heizöl
150%
Erdgas
130%
110%
90%
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
70%
Abbildung 8-4: Relative Preisentwicklung der Heizkosten zwischen 1991 – 2007 für
verschiedene Brennstoffe / Systeme (Stat. Bundesamt 2008)
Seite 147 von 237
9 Szenarien
9.1 Vorbemerkungen
Die Szenarien-Methode ist geeignet, mögliche zukünftige Entwicklungen zu
beschreiben und deren Auswirkungen zu untersuchen.
Sie unterscheidet sich deutlich von Prognosen, die auf Grundlage vielfältiger
Rahmendaten versuchen, ein wahrscheinliches Bild der energiewirtschaftlichen
Zukunft zu zeichnen /23/. Zukunft lässt sich theoretisch zwar als Erwartungswert
einer Vielzahl von möglichen Entwicklungen beschreiben. Die Vielzahl ist jedoch in
der Realität begrenzt durch die Vorgeschichte, die zur Verfügung stehenden Mittel
sowie die vorhandenen Potenziale.
Wir verwenden die Szenarienmethode in dieser Studie im Sinne der Untersuchung
von „Energiepfaden“ zur Untersuchung der Auswirkungen auf die Energie- und
Klimabilanz, die in Kapitel 1 für das Referenzjahr 2006 beschrieben wurden (ähnlich
Reduktions- bzw. Ziel-Szenarien).
Der Energiepfad muss dabei bestimmte Grundvoraussetzungen erfüllen.
In diesem Fall vor allen Dingen: 1) Es sind Potenziale vorhanden, 2) eine
Machbarkeit für die drei Hauptakteure: die Stadtwerke als kommunaler
Energiedienstleister, die Stadt St. Ingbert als Mehrheitsgesellschafter der Stadtwerke
und Dienstleister für die BürgerInnen sowie die Verbraucher von Energie, die
Haushalte, GHD und die Industrie ist erfüllt und 3) Stadt und Stadtwerke
entscheiden sich für die Realisierung.
Für die Studie wurden zwei Hauptentwicklungsströme zusammen mit den
Stadtwerken ausgewählt.
Basis bilden die in den Kapiteln 2 – Kapitel 8 ermittelten Potenziale, sowie als
Ausgangspunkt die Energie- und Klimabilanz der Stadt St. Ingbert.
9.2 Szenarien
Szenario 1 „KWK“ beschreibt einen Energiepfad, der vor allen Dingen auf einen
ehrgeizigen weiteren Ausbau der Nahwärmeversorgung mit Kraft-WärmeKopplung setzt. Die bereits bestehenden Nahwärmeversorgungen mit BHKW sowie
die Versorgung des Gewerbegebietes mit einem Holz-Heizwerk sind dabei gute
Voraussetzungen für die weitere Entwicklung.
Die Rahmenbedingungen sind inzwischen ebenfalls durch eine Novellierung des
KWK-G und Ergänzung durch weitere Fördermöglichkeiten deutlich verbessert bzw.
verstetigt worden.
Seite 148 von 237
Grundlegend gehen wir von einer zunehmenden Verbesserung des
Wärmeschutzes und der Heiztechnik (Brennwert, Wärmepumpen) der Wohngebäude und der städtischen Gebäude aus. Diese Entwicklung wird in allen
Szenarien, insbesondere dem Leitszenario des BMU, beschrieben und ist vor dem
Hintergrund des starken Anstiegs der Energiepreise sehr wahrscheinlich. Die
Rahmenbedingungen wurden durch den Gesetzgeber darüber hinaus ebenfalls
stark verbessert (siehe Kapitel 1).
Die Entwicklung zu mehr Energieeffizienz und Einsparung von Strom wird in allen
Verbrauchssektoren einerseits preisgetrieben, aber auch durch zusätzliche
Förderungen, Richtlinien der EU, die auch in nationales Recht übernommen
werden, und Angebote der Energiewirtschaft im Rahmen ihrer Verpflichtungen zur
Umsetzung der EDL-Richtlinie anziehen. Hervorzuheben ist insbesondere auch die
Verdrängung von Wärmestrom, die besonders klimawirksam sein kann, wie die
Energie- und Klimabilanz der Stadt St. Ingbert gezeigt hat.
Die dritte Säule, der Einsatz der erneuerbaren Energien, gilt im Bundesdurchschnitt
bisher als Erfolgsgeschichte, vor allen Dingen hervorgerufen durch das EEG. Für
den Einsatz von EE im Wärmebereich wurde nun ein EEWärmeG beschlossen, das
auch zu deutlichen Verbesserungen führen soll. In St. Ingbert haben die
Untersuchungen dieser Studie gezeigt, dass vor allen Dingen Solarthermie und
Photovoltaik große Chancen haben. Die Wirkungen sind jedoch technisch und
räumlich begrenzt. Die zukünftige Option der regionalen Bioenergienutzung
erscheint aus heutiger Sicht am aussichtsreichsten. Diese könnten vor allen Dingen
in der Form einer Erschließung von Biogasquellen und der Durchleitung von
Bioerdgas und Nutzung in den KWK-Anlagen der Stadtwerke oder deren Kunden
geschehen.
Deshalb wurde in Szenario 1 davon ausgegangen, dass im Jahr 2020 genügend
Bioerdgas verfügbar sein wird.
Szenario 2 „WP“
Im Unterschied zu Szenario 1 werden keine weiteren KWK-Anlagen gebaut und es
wird auch kein Bioerdgas in den vorhandenen BHKW eingesetzt. Die ermittelten
Potenziale für den Einsatz der Wärmepumpen werden in allen Bereichen
ausgenutzt (gegenüber 1, ca. 13% Mehreinsatz) und führen zu einer
Gleichverteilung bei der Verdrängung von anderen Energieträgern. Ansonsten
unterscheidet sich das Szenario 2 nicht von Szenario 1.
Die Auswirkungen der demographischen Entwicklung wurden auf Wunsch der
Stadt in beiden Szenarien als Variante B berechnet. Damit kann dieser Effekt
transparent nachvollzogen werden.
Die Realisierung der Szenarien setzt aktives Handeln verschiedener Akteure voraus.
Unter den gegebenen Rahmenbedingungen (siehe Kapitel 1) bleibt die
Seite 149 von 237
Gestaltung der nachhaltigen Energiezukunft ein interessantes „Spielfeld“ für die
kommunale Ebene, das regionale Umfeld und das Saarland.
Diese Punkte werden in Form von Empfehlungen in Kapitel 3 zusammengefasst.
Im Folgenden werden die Details der Szenarien einschließlich der Ergebnisse
dargestellt.
Ergebnisse Szenario 1 „KWK“
Stromverbrauch in 2020
Bei den Haushalten sollte es in St. Ingbert vor allen Dingen Veränderungen durch
die Verdrängung von Strom im Wärmebereich geben. Nachtspeicherheizungen
und die elektrische Warmwasserbereitung könnten zunehmend besonders durch
Nahwärme, effiziente Erdgas-Brennwertheizungen und in Teilen durch Solarwärme
ersetzt werden. Zusätzlich kommt die Wärmepumpe in beschränktem Umfang mit
solarer Warmwasserbereitung zum Einsatz, ebenso die Holzpellet-Heizung.
Zur Beleuchtung der Haushalte werden heute nur in geringem Umfang effiziente
Energiesparlampen eingesetzt (Anteil < 20%). Demnach wird das Potenzial als sehr
hoch eingeschätzt (bis 80%), zumal sich Energiesparlampen innerhalb kürzester Zeit
amortisieren. Wir gehen davon aus, dass sich der Beleuchtungsstrom um 40%
reduzieren ließe.
Elektrische Großgeräte („Weiße Ware“), wie Waschmaschinen, Trockner und
Spülmaschinen, werden einerseits noch häufiger in Haushalten eingesetzt und
andererseits uneffiziente Geräte durch Ersatz von Effizienteren den Verbrauch
verringern. In verschiedenen Studien /24/ wird von einem durchschnittlichen
Rückgang des Stromverbrauchs von 25% ausgegangen. Bei Kühl- und Gefriergeräten liegt dieser sogar bei 43%. Die Voraussetzungen bei den Rahmenbedingungen werden dazu u.a. durch ein europäisches Top-Runner-Programm
geschaffen.
Der Stromverbrauch durch Stand-by wird nun durch eine Verordnung der EU im
Zusammenhang mit der Öko-Designrichtlinie46 um 73% reduziert werden. Ab 2010
wird je nach Produkt ein Stand-by-Verbrauch von nur noch 1-2 Watt zulässig sein,
ab 2013 nur noch von 0,5-1 Watt.
Der sonstige Stromverbrauch der Haushalte wird um 30% zunehmen (eigene
Schätzung), verursacht vor allen Dingen durch Kleingeräte, Geräte der
Richtlinie 2005/32/EG des Europäischen Parlamentes und des Rates vom 6. Juli 2005 zur Schaffung
eines Rahmens für die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung
energiebetriebener Produkte.
46
Seite 150 von 237
Informations- und Kommunikationstechnik (PC, WLAN-Server, Multimedia-Geräte,
etc.), die zunehmend in den Haushalten zur Anwendung gelangen.
Insgesamt wird jedoch nach der beschriebenen Entwicklung ein Rückgang des
Stromverbrauchs von 21% bis 2020 möglich sein. Damit liegt die Entwicklung über
der Verpflichtung zur EDL-Richtlinie von 9% bis 2017.
Im Bereich von Gewerbe, Handel und Dienstleistungen wird der Ersatz von
Nachtspeicherheizungen ebenfalls ein wichtiger Faktor sein.
Der Rückgang des Stromverbrauchs in den anderen Anwendungsbereichen
(Beleuchtung, Antriebe(Elektromotoren), Prozesswärme,…) wurde aktuellen
Szenarien entnommen (8%). Ein Sonderbereich ist der Energieverbrauch für
gewerbliche Kälteanlagen und Klimakälte. Hier wird auf Grund eines stärkeren
Kostendrucks und aktueller Förderprogramme ein Rückgang von 12%
angenommen.
Die Einsparmöglichkeiten für die städtischen Liegenschaften wurden auf 20%
geschätzt, da es sich vor allen Dingen um Stromverbrauch für Beleuchtung und
Heizungen handelt. Die öffentliche Beleuchtung hat nach Schätzungen des BMU
insgesamt ein Einsparpotenzial von 50% und wurde daher gesondert dargestellt.
Der Eigenverbrauch der Stadtwerke wird insgesamt allerdings ansteigen, da
zusätzlicher Aufwand für Pumpstrom durch die Nahwärmeversorgung entsteht.
Im Industriebereich stützen wir uns wiederum auf namhafte Studien, in diesem Falle
auf die Untersuchung von (EWI/Prognos 2007, /25/) die im Vorfeld der Mesebeger
Beschlüsse erstellt wurde. Bezogen auf die Struktur in St. Ingbert errechnet sich ein
Rückgang von 7,8%. Diese Übertragung ist natürlich nicht unproblematisch, da die
Zahlen an eine bundesweit prognostizierte wirtschaftliche Entwicklung gekoppelt
sind.
In der Variante zur demographischen Entwicklung wurde der Stromverbrauch an
die durch die Studie zur Stadtentwicklung in St. Ingbert vorgegebenen Daten zur
Bevölkerungsentwicklung und zum Flächenverbrauch gekoppelt. Da insbesondere
Gewerbe, Handel und Dienstleistung auch an diese Entwicklung nachfragebedingt gekoppelt sind, wurde dies ebenfalls berücksichtigt. Die industrielle
Entwicklung bleibt davon allerdings unberührt.
Erdgasverbrauch 2020
Der Heizenergieverbrauch dominiert in 2006 den Erdgasverbrauch (siehe Kapitel 1)
der Stadt St. Ingbert. Demnach wirkt sich Wärmeschutz und verbesserte
Heiztechnik mindernd aus. Der Ersatz von Nachtspeicherheizungen durch ErdgasBrennwertkessel und die Umstellung von elektrischer Warmwasserbereitung auf
Versorgung aus zentraler Versorgung dagegen erhöhen den Absatz. Gemäß des in
Kapitel 2 von (Siepe) ermittelten Einsparpotenzials „EnEV“, wurde eine durchschnittliche Minderung des Erdgasverbrauchs für Raumwärme und WarmwasserSeite 151 von 237
verbrauch von 21% angesetzt. Der vermehrte Einsatz von Brennwerttechnik,
Solarthermie und Wärmepumpen mindert den Erdgasverbrauch weiter. Durch die
Verdrängung von ineffizienter Heiztechnik durch hocheffiziente KWK-Nahwärme
wird der lokale Erdgasverbrauch auf der Endenergiestufe zwar gemindert, jedoch
auf der Primärenergiestufe (Einsatz für BHKW) durch den Bedarf der Block-HeizKraftwerke für die Stromerzeugung erhöht, so dass im Saldo nur ein Rückgang von
ca. 9% gegenüber 2006 zu verzeichnen ist. Allerdings wird im BHKW nun Bioerdgas
eingesetzt.
Im GHD-Sektor wird der Rückgang einerseits durch eine bundesdurchschnittliche
Minderung von 20% /25/ beschrieben. Zusätzlich findet lokal ein Energieträgerwechsel statt.
Der städtische Erdgasverbrauch wird ebenso wie bei Wohngebäuden primär vom
Wärmebedarf bestimmt. Gemäß den in Kapitel 2 durchgeführten Analysen liegt
die Einsparung bei ca. 20%.
Der Industrieverbrauch wird durch die lokale Struktur der Industrie (Maschinenbau,
Metallverarbeitung) bedingt. Dadurch wird der Erdgasverbrauch jedoch nur ca.1%
vermindert /25/. Auch dies ist wiederum an eine prognostizierte allgemeine
Wirtschaftsentwicklung gekoppelt, die lokal anders verlaufen könnte.
Die Entwicklung des Heizölverbrauchs ist nur beeinflusst durch die Veränderungen
im Wohn- und Gewerbegebäudebereich.
Seit 2007 werden städtische Gebäude (Rathaus) bereits durch Nahwärme aus
dem Heizwerk-Drahtwerk Nord versorgt. Durch den weiteren Ausbau von
Nahwärme werden zwei Schulen ebenfalls versorgt werden können.
Nahwärmeausbau
Zu den 2006 bereits bestehenden Heizwerken und kleineren Block-Heiz-Kraftwerken
kam 2007 ein 3 MW Heizwerk (Holz und Erdgas) zur Versorgung des
Gewerbegebietes Drahtwerk Nord hinzu. Damit war ein markanter Schritt in die
Nahwärmeversorgung bereits vollzogen. Insbesondere durch den Holzheizkessel
mit 1 MWth (Einsatz von Restholz) wurde die Emissionsbilanz des Heizwerks deutlich
verbessert und der Anteil an erneuerbarer Energie in St. Ingbert erhöht. Wir gehen
davon aus, dass es gelingen kann, die Kapazität des Holzheizkessels bis 2020
komplett auszunutzen.
Auf der Grundlage der KWK-Potenzialuntersuchung wurden NahwärmeVorranggebiete ausgesucht, die im Zeitraum zwischen 2008-2020 erschlossen
werden könnten. Wir sind von einem Versorgungsgrad von 60% des
Gesamtpotenzials in den Clustern ausgegangen. Durch Festlegung von
Vorranggebieten für Nahwärme ist diese Aufgabe
in entsprechenden
Zeitabschnitten erfahrungsgemäß zu bewältigen. Wichtig zur Sicherung eines
wirtschaftlich tragfähigen Versorgungskonzepts ist die Möglichkeit, ein AnschlussSeite 152 von 237
und Benutzungsgebot festzusetzen (durch Satzung). Die Ausschöpfung dieser
Möglichkeit wird hier vorausgesetzt.
Eine völlige Stilllegung existierender Gasverteilungsstränge wird selten erwogen. So
betreibt die MVV Energie AG in Mannheim beispielsweise aktuell eine
systematische Ablösung eigener Erdgasanschlüsse durch Fernwärme und
verzichtet aber darauf, selbst wenn es nur noch um Kochgas geht, die übrig
gebliebenen gasversorgten Haushalte mittels spezieller Programme zum Wechsel
zu bewegen . Der Grund dafür ist, dass in Anbetracht der Langlebigkeit der
erdverlegten Rohrleitungen auf lange Sicht kein Erneuerungsbedarf besteht und
dass die Fortführung des Betriebs im Wesentlichen über den verbliebenen
Gasabsatz abgedeckt werden kann.
Die Auswirkungen des Mengenrückgangs beim Gasabsatz auf die Netzentgelte
wurde in der Anreizregulierungsverordnung durch § 4 Regulierungskonto geregelt.
Dadurch können Verbrauchsschwankungen oder nachhaltiger Rückgang durch
Einsparungen beim Gebäudeenergieverbrauch ausgeglichen werden. Damit sind
aber prinzipiell alle Versorgungsunternehmen konfrontiert, da der Mengenabsatz
auf Grund der vorher geschilderten Einsparungen in den Gebäuden ohnehin
zurückgehen wird. Insofern erhöhen sich tendenziell dadurch die Netzentgelte bei
allen Gasnetzbetreibern. Die mittel- bis langfristig erreichbaren Kostenvorteile für
Kunden im Nahwärmebereich sind jedoch in einer Gesamtbetrachtung dagegen
aufzurechnen.
Im Folgenden werden die Gebiete kurz aufgelistet, siehe hierzu auch Tabelle 4-4
und GIS-Darstellung :
1. Auf der unmittelbaren Agenda der Stadtwerke steht das Erweiterungsgebiet
‚Am Hasenbühl’. Dies entspricht Cluster 8+14 des KWK-Potenzials. Die
Nachtspeicherheizungen sollten möglichst zügig ersetzt werden. Sowohl die
Nachfrage von der Kundenseite als auch die Rahmenbedingungen
Bund/Land sprechen dafür.
Zeithorizont für Erschließung 2009
2. Das innerstädtische Verdichtungsgebiet Cluster 4 eignet sich nicht nur
wegen der hohen Wärmedichte und der guten Wirtschaftlichkeit für eine
KWK-Lösung, sondern es bildet einen Ausgangspunkt für weitere
Anschlussgebiete, wie Cluster 2 und Cluster 10.
Zeithorizont für Erschließung 2009-2011 (bis 2014)
3. Das Wohngebiet mit dem neuen Hallenbad „das blau“ (Cluster 11) eignet
sich ebenfalls für ein erweitertes Nahwärmegebiet mit fast ausschließlicher
Wohnbebauung und späterer Verschmelzung mit Cluster 10.
Zeithorizont 2010-2014 (bis 2016)
Seite 153 von 237
4. Cluster 9 liegt ebenfalls im Bereich des weiteren Ausbauraumes von Cluster
4.
Zeithorizont 2012-2014
Demnach wird die Erschließung der Gebiete bis etwa 2016 dauern. Im Verlauf der
Erschließung wird die Kundengewinnung erfolgen, so dass bis 2020 60% des
Gesamtpotenzials mit Nahwärme versorgt werden könnte.
Hinzu kommen zusätzliche Potenziale durch Objekt-BHKW im Bereich GHD und
Industrie. Hier wurde angenommen, dass das Potenzial bis 2020 zu 50% erschlossen
wird.
Energie- und Klimabilanzierung 2020
KWK-Szenario
Im Ergebnis führt das oben beschriebene „KWK“-Szenario zu einer Reduktion des
Endenergiebedarfes um 17%. In der Variante B (Demographie = Berücksichtigung
von 5 % Bevölkerungsrückgang) geht der Verbrauch um weitere 5 % zurück.
Endenergiebilanz 2020
Ist
KWK Szenario
2006
2020 Var. A
2020 Var. B
Strom
219.755
204.429
194.124
Erdgas
440.339
301.861
286.337
Heizöl
109.139
79.724
74.719
Kohle
1.680
1.327
1.247
Nahwärme
7.002
48.014
46.273
Holz
3.231
9.424
8.793
Solarthermie
943
1.926
1.684
Summe
782.090
646.705
613.176
Veränderung in %
100%
83%
78%
Tabelle 9-1 Endenergiebilanz des KWK-Szenarios in MWh/a
Seite 154 von 237
Endenergiebilanzen St. Ingbert 2006 vs. 2020
Solarthermie
Holz
Nahwärme
2020 Var. B
Kohle
2020 Var. A
2006
Heizöl
Erdgas
Strom
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
MWH
Abbildung 9-1 Endenergiebilanzen 2020 im Vergleich mit 2006
Der größte Rückgang ist beim Erdgasverbrauch zu verzeichnen. Wie bereits
geschildert, wird dieser Rückgang durch Anstieg des lokalen Primärenergieverbrauches kompensiert. Allerdings durch Einsatz von 97,8 GWh Bioerdgas in 2020.
Primärenergiebilanz 2020 - KWK Szenario
Heizöl
8%
Kohle
0%
Erneuerbare-E
13%
Erdgas
32%
Strom
47%
Abbildung 9-2 Primärenergiebilanz des KWK-Szenarios
Seite 155 von 237
Die Primärenergiebilanz zeigt, dass durch den verstärkten Einsatz von Solarthermie,
von Holz, von Photovoltaik und von Bioerdgas der Anteil der erneuerbaren
Energien von ursprünglich 0,6% in 2006 auf 13 % in 2020 angehoben werden
könnte. Verdrängt wird insbesondere Primärenergie für die Strombereitstellung.
Klimabilanzen
Ist
KWK Szenarien
2006
2020 Var. A
2020 Var. B
Strom
139.113
106.105
99.904
Erdgas
110.085
77.177
73.280
Heizöl
33.833
24.723
23.163
Kohle
622
491
461
Heiz-/Kraftwerk
3.564
7.823
7.231
Summe
287.216
216.319
204.040
100,0%
75,3%
71,0%
in t CO2-äquiv.
Tabelle 9-2 CO2-äquiv.-Emissionen der KWK-Szenarien
Absolut gesehen ist die Vermeidung von CO2 im Strombereich durch effizienten
Stromeinsatz, Ersatz von Wärmestrom und durch Eigenerzeugung von Strom in St.
Ingbert am größten. Die Vermeidung im Erdgasbereich liegt dicht dahinter, wird
allerdings durch den Zuwachs beim Kraftwerksgas (Bioerdgas) teilweise
kompensiert. Der Rückgang beim Heizöl entspricht dem durchschnittlichen Rückgang im Gebäudebereich. Eine weitere Optimierung ist hier dadurch denkbar,
dass Heizöl gezielt durch alternative Angebote, z.B. durch die Stadtwerke, stärker
reduziert wird.
Seite 156 von 237
Klimabilanzen der KWK Szenarien
160.000
140.000
t CO2-äquiv.
120.000
100.000
2006
80.000
2020 Var. A
60.000
2020 Var. B
40.000
20.000
0
Strom
Erdgas
Heizöl
Kohle
Heiz/Kraftwerk
Abbildung 9-3 Klimabilanzen der KWK-Szenarien
Der Wechsel von Endenergieträgern, die Verminderung des Endenergieverbrauchs
und die KWK sowie der Einsatz der erneuerbaren Energien kann somit die
Klimabilanz nachhaltig verbessern.
Vergleich der Klimabilanzen St. Ingbert 2020
350.000
Klimaschutz
300.000
ca. - 25 %
t CO2-äquiv.
250.000
Demographie
ca. – 5 %
200.000
150.000
100.000
50.000
0
2006
2020 Var. A
2020 Var. B
Abbildung 9-4 Vergleich der Klimabilanzen St. Ingbert 2020
Seite 157 von 237
Im Ergebnis verringert sich die gesamte CO2-äquiv. Emission um ca. 25 %.
In der „demographischen Variante“ ergibt sich ein zusätzlicher Rückgang von 5%.
Energie- und Klimabilanzierung 2020
WP-Szenario
Endenergiebilanz 2020
Ist
WP Szenario
in MWh
2006
2020 Var. A
2020 Var. B
Strom
219.755
206.772
196.216
Erdgas
440.339
333.495
317.675
Heizöl
109.139
85.738
80.373
Kohle
1.680
1.327
1.247
Nahwärme
7.002
6.948
6.509
Holz
3.231
9.424
8.793
Solarthermie
943
1.926
1.684
Summe
782.090
645.630
612.498
Veränderung in %
100%
83%
78%
Tabelle 9-3 Endenergiebilanz des Wärmepumpen-Szenarios
Im Unterschied zum KWK-Szenario ist der Rückgang beim Erdgasverbrauch auf der
Endenergiestufe nicht so stark. Andererseits steigt der Primärenergieverbrauch im
Kraftwerksbereich aber nicht wesentlich, so dass in Summe der Erdgasabsatz bei
ca. 350 GWh liegen würde und damit geringer ausfiele als im KWK-Szenario.
Seite 158 von 237
Endenergiebilanzen St. Ingbert 2006 vs. 2020
Solarthermie
Holz
Nahwärme
2020 Var. B
Kohle
2020 Var. A
2006
Heizöl
Erdgas
Strom
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
MWh
Abbildung 9-5 Endenergiebilanzen St. Ingbert des WG-Szenarios
Klimabilanzen
Ist
WP Szenarien
2006
2020
A
Strom
139.113
124.505
118.139
Erdgas
110.085
85.085
81.115
Heizöl
33.833
26.588
24.916
Kohle
622
491
461
Heiz-/Kraftwerk
3.564
4.233
3.941
Summe
287.216
240.902
228.572
100,0%
83,9%
79,6%
in t CO2-äquiv.
Var.
2020 Var. B
Tabelle 9-4 Klimabilanzen des WP-Szenarios
Im Ergebnis fällt die Klimabilanz für das WP-Szenario nicht so vorteilhaft aus wie im
KWK-Szenario. In der Grundvariante A würden sich die CO2-äquiv. Emissionen um
ca. 16 % verringern.
Seite 159 von 237
Klimabilanzen der WP Szenarien
160.000
140.000
t CO2-äquiv.
120.000
100.000
2006
80.000
2020 Var. A
60.000
2020 Var. B
40.000
20.000
0
Strom
Erdgas
Heizöl
Kohle
Heiz/Kraftwerk
Abbildung 9-6 Klimabilanzen der WP-Szenarien
Vergleich der Klimabilanzen St. Ingbert 2020
350.000
300.000
t CO2-äquiv.
250.000
Klimaschutz
Demographie
ca. – 16 %
ca. – 5%
2020 Var. A
2020 Var. B
200.000
150.000
100.000
50.000
0
2006
Abbildung 9-7 Vergleich der Klimabilanzen St. Ingbert 2020
Die Ursache für die weniger vorteilhafte Klimabilanz des WP-Szenarios wird
insbesondere in der Primärenergiebilanz sichtbar. Der Erneuerbare Energie-Anteil
beträgt nur etwa 4%. Außerdem liegt der Anteil des Stromverbrauchs etwa ca. 6 %
höher als beim KWK-Szenario.
Seite 160 von 237
Primärenergiebilanz 2020 - WP Szenario
Heizöl
9%
Kohle
0%
Erdgas
34%
Erneuerbare-E
4%
Strom
53%
Abbildung 9-8 Primärenergiebilanzen 2020 des WP-Szenarios
Berechnung der Indikatoren für die Szenarien 2020
Entsprechend der in Kapitel 1 vorgeschlagenen Indikatoren wurden die Werte für
die Klimabilanz 2006 und die oben dargestellten Szenarien berechnet.
Klimabilanz
Szenarien 2020
2006 KWK A
CO2-aqiv. pro Einwohner in t/a
Endenergie
Raumwärme
Haushalte kWh pro qm WFl.
KWK B
WP A
WP B
7,4
5,6
6,1
6,2
6,8
191
143
142
145
147
3655
2813
2812
2929
2925
3,7
2,6
2,8
2,8
3,0
der
Stromverbrauch pro Haushalt kWh
CO2-äq. Haushalte pro EW in t/a
Tabelle 9-5 Indikatoren für die Klimabilanz 2006 und die Szenarien 2020
Seite 161 von 237
10 Stromerzeugung durch Stadtwerke
Die in den vorangegangenen Kapiteln der Studie durchgeführten Schwerpunktuntersuchungen und Szenarienentwicklungen im Hinblick auf ein Energiekonzept
für die Stadt St. Ingbert mit dem Zeithorizont bis 2020 sollen in diesem Kapitel um
Entwicklungsoptionen für die Stadtwerke ergänzt werden. Dabei werden
Möglichkeiten, Chancen und Risiken für die Stadtwerke ausgehend von den
aktuellen politischen und energiemarktwirtschaftlichen Entwicklungen diskutiert.
Der Fokus wird dabei auf der Stromerzeugung liegen,
Marktpositionierung insgesamt ansprechen.
aber
auch
die
Die politischen Rahmenbedingungen dieses Jahrzehnts sowie die Ausrichtungen
auf die Folgejahre bis 2020 lassen auf europäischer wie auch auf nationaler Ebene
die Tendenz zu einem Ausbau der Liberalisierung im Energiemarkt deutlich
erkennen. Begonnen mit der EU-Binnenmarktrichtlinie (1996) und nochmals
bestärkt durch die EU-Beschleunigungsrichtlinie wurde auf nationaler Ebene das
Energie-Wirtschaftsgesetz (EnWG) mehrmals innerhalb kürzester Zeit überarbeitet.
Ziel war und ist es, weiterhin einen freien und transparenten polipolen Energiemarkt
durch mehr Wettbewerb zu schaffen. Um die mono- und oligopolen
Marktstrukturen aufzubrechen, wurden die Auskunftspflicht der Energieversorger
wesentlich erhöht, Vergleichsverfahren eingeführt, Netz und Vertrieb getrennt,
Zugang zu Netzen, Speichern sowie Zähl- und Messwesen weitestgehend
liberalisiert. Eine anstehende Energiedienstleistungsrichtlinie zielt darauf ab, dass
Energieversorger dazu verpflichtet werden, den Energieverbrauch der
Haushaltskunden gezielt absenken zu helfen.
Insbesondere das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) hat durch die Anschlusspflicht und den damit verbundenen sicheren Absatz an EEG-Strom die Zahl der EEAnlagen rapide ansteigen lassen. Mit der Novellierung des EEG und auch des KWKG ist nicht mit einem Rückgang, sondern verstärktem Ausbau dezentraler
Erzeugung auszugehen. Dabei werden die Anlagen nicht immer netzoptimal
eingebunden – was natürlich teilweise durch die Darbietung der erneuerbaren
Energie selbst verursacht ist – was den Ausbau der Netze erzwingt. Diese Ausbaukosten lassen sich im Zusammenhang mit der Kostensenkungsvorgabe nicht
vollständig auf die Kunden abwälzen.
Der Energiemarkt selbst lernt den Handel mit leitungsgebundener Energie (Strom
und Gas) sowie Emissionsrechten (CO2-Handel) kennen. Die auf den Marktplätzen
verkündeten Preise werden zur Grundlage der Vertragsgestaltung. Das Produkt
Energie wird zudem von Banken und Versicherungen als neue Anlage entdeckt,
was sich in Preisen und Handelsmengen niederschlägt.
Der Kunde selbst erkennt immer mehr die Möglichkeiten des Lieferantenwechsels
bei Strom- und Gas und tendiert mit steigenden Energiepreisen zu Einsparungen im
Verbrauch. Gestützt wird er hierbei durch Förderungen von Bund und Ländern
Seite 162 von 237
insbesondere hinsichtlich des Wärmeverbrauchs. Aber auch stromseitig wird durch
effiziente Geräte eingespart, Nachtspeicherheizungen verschwinden vom Markt,
energieeffizientes Handeln greift in immer mehr Haushalten. Der Kunde kann daher
nicht mehr als verlässliche Konstante für Absatz – und damit verbunden für
Durchleitung von Energie – angesehen werden.
Gesetzliche Rahmenbedingungen und Regulierung einerseits und volatile
Marktpreisentwicklung andererseits lassen die Margen der Stadtwerke
zurückgehen.
Als Stadtwerk mit Zukunft können diejenigen Stadtwerk bezeichnet werden,
welche sich frühzeitig als Dienstleister für Energieeffizienz begreifen und sich nicht
mehr allein auf ihre zentralen Infrastrukturkompetenzen zurückziehen. Aktiv muss
die Infrastruktur gestaltet werden unter Einbindung von Erzeugern und
Verbrauchern, um mittel- bis langfristig kostenmindernd zu wirken. Die bisherige
Konzentration auf reine Versorgungssicherheit muss weiterentwickelt werden hin
zum regionalen Entwickler für Energieeffizienzkonzepte mit Erbringung komplexer
Organisations- und Integrationsleistungen; sei es im Zusammenhang mit der
regionalen Infrastruktur oder als Partner bei individuellen Maßnahmen der Kunden.
Ein Schwerpunkt liegt dabei auf Erschließungsmöglichkeiten dezentraler Optionen,
welche einerseits den Primärenergiebedarf senken und damit die Klimabilanz der
Region verbessern sowie andererseits den Strombezug aus den vorgelagerten
Netzen reduzieren, wodurch Netznutzungsentgelte eingespart und den
gesetzlichen Vorgaben entsprochen werden kann. Weiterhin kann ein
wohldurchdachtes Maßnahmenbündel an dezentralen Aktivitäten zu einer
Minderung des Netzausbaubedarf führen und somit weitere Kosten mittel bis
langfristig reduzieren.
Dezentrale Erzeugung (EEG- und KWK-Anlagen) können mit weiterer Zunahme an
der Gesamtstromerzeugung in Deutschland nicht mehr in einer Nische betrieben
werden. Sie werden immer mehr zu einem wesentlichen Bestandteil des
Stromsystems und müssen daher stärker in die Netze und Märkte integriert werden.
Damit verbunden ist, dass dezentrale Anlagen nicht mehr nur Energie, sondern
auch Kapazität ersetzen, zunehmend steuerbar werden und, wo möglich, auch
Systemdienstleistungen zur Verfügung stellen müssen.
Ein solcher Paradigmenwechsel erfordert ein Umdenken sowohl bei Netzbetreibern
als auch bei Betreibern dezentraler Anlagen. Auf Erzeugerseite geht es darum, die
rein betriebswirtschaftliche Fahrweise aus der Anlagenperspektive unter einem
„Priority-dispatch“-Regime in der Perspektive abzulösen und die Erzeugung stärker
an den Erfordernissen des Gesamtsystems zu orientieren. Auf Seiten der
Netzbetreiber bedeutet dieser Paradigmenwechsel, dass die an das Verteilnetz
angeschlossenen Erzeugungsanlagen nicht mehr als passiver, nicht steuerbarer
Anhang gesehen, sondern aktiv in das Management der Netze einbezogen
werden. Dies gilt im Übrigen auch für Beiträge auf der Nachfrageseite wie
Energieeffizienz- und Lastmanagementoptionen. Nur durch eine Integration
Seite 163 von 237
dezentraler Optionen durch einen derartigen „aktiven Netzbetreiber“ wird es auf
Dauer möglich sein, ihre Vorteile umfassend zu erschließen.
Bisher dient der Netzausbau zur überwiegenden Beseitigung von Netzengpässen
und zum Erhalt der Versorgungssicherheit. Verteilernetzbetreiber haben aber auch
die Möglichkeit, bei der Planung des Verteilernetzausbaus Energieeffizienz- und
Nachfragesteuerungsmaßnahmen sowie dezentralen Erzeugungsanlagen zu
berücksichtigen. Dies wird nachfolgend als Erschließung dezentraler Optionen
bezeichnet. Hierzu gehören:
•
Erzeugungsanlagen (KWK-Anlagen, EEG-Anlagen, Spitzenanlagen)
•
Demand Side Management DSM (Lastabwurf, Eigenerzeugung)
•
Speicheranlagen
Die Zusammenschaltung der dezentralen Optionen mittels Leittechnik kann als ein
Netzlast-Kraftwerk verstanden werden (DENSAN /27/). In diesem Kontext kann z.B.
auf Ergebnisse bisheriger bzw. laufender Projekte (OPTAN /26/) des IZES
zurückgegriffen werden. Diese Projekte untersuchen die Auswirkungen der
gesetzlichen
Rahmenbedingungen
auf
Energieversorgungsunternehmen,
insbesondere Stadtwerke, sowie die möglichen Handlungsoptionen in diesen
Rahmen unter Betrachtung dezentraler Optionen.
Im Weiteren wird auf die einzelnen Maßnahmen eingegangen. Sofern abschätzbar
werden mögliche Auswirkungen dieser Optionen im Hinblick auf den Zeithorizont
bis 2020 angegeben und die Potenziale dargelegt.
10.1 Einspeiseanlagen
10.1.1 KWK-Anlagen
In Abhängigkeit von Brennstoff und technischer Konzeption weisen Stromerzeugungsanlagen spezifische wirtschaftlich optimale Nennleistungen auf
(economies of scale). In der Regel handelt es sich hierbei um Großanlagen, die in
die Transportnetze einspeisen. Anlagen unterhalb der optimalen Nennleistung
können dagegen in der Regel nur dann wirtschaftlich arbeiten, wenn sie als KraftWärme-Kopplung ausgeführt sind und in dezentrale Netze einspeisen. KWKAnlagen weisen in Bezug auf Ihre Freiheitsgrade der Stromerzeugung im
Wesentlichen folgende Charakteristika auf:
•
Große KWK-Anlagen besitzen durch Entkopplungssysteme der Rückkühlung
(Entnahme Kond-Turbinen) hohe Freiheitsgrade der Stromerzeugung und können in
der Regel ganzjährig im gesamten Lastbereich betrieben werden.
Seite 164 von 237
•
Mittlere KWK-Anlagen sind überwiegend wärmeorientiert und können mit
ihren typischen Entkopplungssystemen (Wärmespeicher) in der Regel nur im
Tageszyklus im gesamten Lastbereich betrieben werden.
•
Kleine KWK-Anlagen verfügen in der Regel über keine Entkopplungssysteme
und werden starr wärmeorientiert betrieben.
Die Stromerzeugung von KWK-Anlagen ist zunächst abhängig von dem zu
deckenden Wärmebedarf. Das Potenzial einer vom Wärmebedarf unabhängigen
Stromerzeugung wird durch die vorhandenen Entkopplungssysteme (Rückkühleinrichtungen und Wärmespeicher) bestimmt. Die Wirtschaftlichkeit solcher
Entkopplungssysteme wird wesentlich durch die Stromkennziffer der KWK-Anlage,
also das Verhältnis der Stromerzeugung zur gekoppelten Wärmeerzeugung
definiert.
Mittels Speicher kann die Wärmeerzeugung entsprechend der Speicherdimensionierung zeitlich verschobenen Wärmebedarf decken. Mit diesem Entkopplungssystem kann die Stromerzeugung gezielt in Hochpreiszeiten verlegt werden, die in
der Regel stark mit den Netzlasten korrelieren. Somit verhelfen KWK-Speicheranlagen zu konstantem Wärmeerlösen bei gleichzeitig erhöhtem Stromerlös durch
„HT-Orientierung“ womit sich ihre Gesamtwirtschaftlichkeit verbessert.
Rückkühlung bietet sich aus wirtschaftlichen Aspekten lediglich für große KWKAnlagen mit Entnahme-Kond-Turbinen an. Anders als bei Speicheranlagen ist die
Entkopplung unbegrenzt, wenn die Kühlkapazitäten (auch im Sommer)
ausreichende Leistungen aufweisen. Jedoch vermindert der Wegfall der Wärmeauskopplung die Erlöspotenziale des Anlagenbetreibers. Auch würde sich im
Hinblick auf die Klimabilanz ein u.U. negativer Effekt ergeben (je nach Art und
Betriebsweise der Anlage).
KWK-Anlagen und Spitzenanlagen erhalten für Ihre Einspeisungen ein Entgelt für
vermiedene Netzentgelte nach § 18 der StromNEV. Dieses Entgelt setzt sich bei
100%igen Einspeiseanlagen oft zu 2/3 aus einer Leistungskomponente und 1/3 aus
einer Arbeitskomponente zusammen. Die Arbeitskomponente, die nur von der
eingespeisten Jahresmenge abhängig ist, kann als unkritisch betrachtet werden.
Die Leistungskomponente dagegen ist kritisch zu bewerten, da sie von der
tatsächlichen Vermeidungsleistung abhängt und damit sprungfix ist. Die Praxis
zeigt, dass die vermiedenen Netzentgelte bei Einspeiseanlagen von Nicht-EVU und
bei Eigenerzeugungsanlagen mit Überschussstrom suboptimal sind, da die
Leistungskomponente in Gänze verfehlt wird. Hier verbirgt sich ein sinnvoller Ansatz
für virtuelle Netzlastkraftwerke durch Netzbetreiber. In guter Kenntnis des Netzlastgangs managt der Netzbetreiber alle einspeisenden Anlagen hinsichtlich des Ziels
einer maximalen Leistungskomponente. Dies kommt einem Regelkreis zur Netzlastbeschränkung gleich, wie sie in der Monopolzeit regelmäßig von EVU mit
Eigenerzeugungsanlagen eingesetzt wurden.
Mögliches
Geschäftsmodell:
Nimmt
der
Betreiber
einer
dezentralen
Stromerzeugungsanlage am virtuellen Netzlastkraftwerke teil mit dem Ziel, die
Seite 165 von 237
Leistungskomponente optimal auszureizen und die Gewinne zu erhöhen, so hat er
für diese Dienstleistung des Netzbetreibers ein Entgelt zu entrichten. Dies sollte
dabei sowohl für Anlagenbetreiber als auch Netzbetreiber finanzielle Vorteile
bringen. Das Entgelt kann dabei mit den abzurechnenden vermiedenen
Netzentgelten nach § 18 StromNEV verrechnet werden, um Doppeltransaktionen
zu vermeiden.
Im Laufe der Studie wurde für St. Ingbert ein Potenzial von rund 5 MWel durch KWKAnlagen bis 2020 abgeschätzt. Für die Fahrweise wurde dabei angenommen, dass
dieses rein wärmegeführt verläuft. Bereits hierbei lassen sich signifikante Auswirkungen auf die Netzlast aufzeigen, wie die beiden folgenden Abbildungen
verdeutlichen:
40.000
35.000
Einsparpotenzial durch KWK
30.000
Jahresdauerlinie 2020
kW
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1
1.001
2.001
3.001
4.001
5.001
6.001
7.001
8.001
1h-Werte
korrigiert um die Erzeugung wärmegeführter KWK-Anlagen entsprechend deren
Potenzial 2020
Seite 166 von 237
2007
40.000
Ref KWK 2020
35.000
30.000
kW
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1
1.001
2.001
3.001
4.001
5.001
6.001
7.001
8.001
1h-Werte
Abbildung 10-2 Veränderter Netzlastgang durch die Stromeinspeisung
wärmegeführter KWK-Anlagen in 2020 auf Basis des Netzlastgangs 2007
Selbst bei rein wärmeorientierter Fahrweise der KWK-Anlagen – was sich aus der
einzelwirtschaftlichen Sicht der Anlagen selbst ergibt – wird eine teilweise
Absenkung der Netzlast zu Jahresspitzenzeiten erreicht.
Bei dieser hier noch einfachen Simulation auf Basis von vergleichbaren
Wärmenetzlasten wurden Speicheroptionen noch nicht berücksichtigt. Diese
können – je nach Ladezustand der Speicher – zusätzlich zu einem gezielten
Abfahren aufkommender Lastspitzen verwendet werden. Für eine derartige
Simulation bedarf es jedoch eines höheren Aufwands und konnte daher hier nicht
in vollem Umfang berücksichtigt werden.
10.1.2 EEG-Anlagen
Die Stromerzeugung von EEG-Anlagen ist zuallererst abhängig vom Dargebot der
jeweiligen erneuerbaren Energie. Hiermit verbunden ist auch die durchschnittliche
jährliche Laufzeit der Anlage. Entsprechend der durchschnittlich möglichen Laufzeit und der Höhe der konstanten Mindestvergütung erfolgt die Dimensionierung
und betriebswirtschaftliche Auslegung der Anlage.
Lange Laufzeiten und möglichst geringes Zurückfahren sind auch aus ökologischen
Gründen erstrebenswert. Davon unabhängig sind EEG-Anlagen überwiegend
auch nur bedingt steuerbar.
Seite 167 von 237
•
Nicht steuerbare EEG-Anlagen: Wind, Laufwasser, Fotovoltaik
•
Steuerbare EEG-Anlagen: Biomasse, Klärgas, Grubengas
Die Steuerbarkeit der grundsätzlich steuerbaren EEG-Anlagen ist in der Regel
begrenzt, da Biomasse-, Klär- und Grubengas-BHKW üblicherweise möglichst hohe
Laufzeiten anstreben und auch vielfach auch schon die technisch maximalen
Laufzeiten erreichen. Angesichts einer möglichen stärkeren Marktintegration von
EEG-Anlagen (§64, Abs. 1 Nr.6 EEG-Novelle) könnte die Bedeutung von EEGAnlagen als dezentrale Netzlastoption jedoch zukünftig zunehmen und damit
weiteres Potenzial bereitstellen.
Ausgehend von der jetzigen Situation – jedoch nicht unter Vernachlässigung
möglicher Zukunftsoptionen der sehr wahrscheinlichen Marktintegration von EEAnlagen – muss es Ziel eines aktiven Netzbetreibers sein, diese dezentralen
Optionen bereits optimal in das Netz einzubinden. Die Einbindung würde dort
erfolgen, wo sie den Netzausbau reduzieren hilft bzw. bei starker Zunahme
dezentraler Einspeisung im gesamten regionalen Netz dieses nicht belastet. Im
Zusammenhang mit Neuansiedlungen mögen sich hier Synergien anbieten.
Natürlich ist möglicherweise durch das Dargebot der erneuerbaren Energie die
Standortoptimierung zunächst selbst beschränkt. Aber es mag auch wirtschaftlich
sein, eine etwas längere Leitung zum gewünschten Einspeisepunkt zu legen. Die
damit entstehenden höheren Kosten sollte im optimalen Fall der Anlagenbetreiber
mittragen. Jedoch erhält er hierfür eine Vergütung, z.B. einen Bonus auf den
eingespeisten Strom, so dass sich die Kosten für das Stadtwerk auf einen längeren
Zeitraum verteilen. Dieses Kalkül ergibt sich unter Anbetracht der Kostensenkungsanforderungen der Regulierungsbehörde.
Bei Solaranlagen (Windanlagen) könnte das Stadtwerk sich als Dienstleister
anbieten, um verteilte Projekte zu einem großen Projekt an einem optimalen
Sonnen- und Netz-Standort zu bündeln. Dies könnte in Art oder Zusammenarbeit
eines Bürger-Solar(-Wind)-Kraftwerks erfolgen. Die Dienstleistung wäre durch die
Anleger zu bezahlen, wobei das Entgelt moderat ausfallen sollte, da der
Netzbetreiber hierdurch auch Vorteile erlangt. Der Vorteil der Anleger liegt in
geringeren Investitionskosten und einer schnellen und reibungslosen Anbindung
durch den Netzbetreiber.
10.1.3 Spitzenanlagen
Notstrom- oder Spitzenanlagen dienen der ausschließlich kurzeitigen
Stromerzeugung für Not- oder Spitzenlastsituationen. Die Anlagen werden
üblicherweise als schnelllaufende leistungsoptimierte Dieselanlagen oder
Gasturbinen mit begrenzter Gesamtlaufzeit ausgelegt.
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Einst in den Monopolzeiten der Stromversorgung mit hohen Leistungspreisen für
Energie und Netznutzung vielerorts errichtete Spitzenanlagen mit Dieselmotoren
oder Gasturbinen erhalten durch die entstehenden Märkte für Regelenergie
(Minutenreserve, Sekundärreserve) neue Bedeutung. Sie können ihre Leistung
entsprechend anbieten, stehen aber dann nicht für Netzlastoptimierungen zur
Verfügung, da ihr Betrieb oder Nicht-Betrieb nach den Anforderungen der
jeweiligen Regelzone bestimmt wird.
Die Anlagen liegen zumeist im Zugriff oder Eigentum der Netzbetreiber und können
damit bereits heute entsprechend den ökonomischen Gegebenheiten optimal
eingesetzt werden, sofern damit keine anderen gesetzlichen Vorgaben tangiert
werden (maximale Laufzeit von Notstromaggregaten).
10.2 Demand Side Management (DSM)
Im weiteren sollen die Maßnahmen dezentraler Optionen, die in Zusammenarbeit
mit dem Netzbetreiber beim Kunden durch Steuerung der Eigenerzeugung oder
Lastabwurf realisiert werden können, diskutiert werden.
10.2.1
Eigenerzeuger
Die Anlagen von Eigenerzeugern sind in der Regel KWK-Anlagen, die ihren
möglichen Zusatzstrombezug oder ihre Überschussstromeinspeisung nach den
energiewirtschaftlichen Gegebenheiten ihrer Stromverträge optimieren wollen. Die
Vermeidung von Lastspitzen des Zusatzstrombezuges und die Verlagerung von
Überschussstrom sind dabei sicher wesentliche strategische Elemente. Eine
Strategie zur Vermeidung von Lastspitzen der Anschlussnetzebene des
Netzbetreibers kann durch Erhöhung der Erzeugung oder Absenkung des
Stromverbrauchs des Eigenerzeugers zu Zeiten erfolgreich durchgeführt werden, in
denen der Eigenerzeuger selbst diese Optimierungen aus seinem eigenen
wirtschaftlichen Kalkül nicht durchführen würde. Das Netzlastmanagement des
Netzbetreibers setzt also nach anderen Gegebenheiten auf die Optimierungsmechanismen des Eigenerzeugers auf. Die Wirksamkeit diese Netzlastmanagements hängt wesentlich von den Freikapazitäten der Erzeugungsanlagen und den
Lastabwurfpotenzialen des Eigenerzeugers ab.
10.2.2
Lastabwurf
Eine Vielzahl industrieller und sonstiger großer Stromabnehmer verfügen als aktive
Verbraucher über Lastmanagementsysteme, die die Netzbezugslast durch
Verschieben abschaltbarer Verbraucher in Minderlastzeiten minimiert. Dadurch
können in vielen Fällen die Netzkosten der Unternehmen deutlich gesenkt werden.
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Das
Interesse
des
Netzbetreibers
an
einer
Mitwirkung
bei
dem
Lastmanagementsystem des Stromabnehmers liegt darin begründet, dass seine
Optimierung des Bezuges aus der vorgelagerten Netzebene wahrscheinlich
meistens zeitungleich mit der Optimierung des Netzbezuges des Abnehmers
erfolgen kann. In Zeiten, in denen ein Lastabwurf für den Abnehmer uninteressant
ist, kann der Lastabwurf für den Netzbetreiber bedeutend sein. Unter Beteiligung
des Kunden an den vermiedenen Netznutzungsentgelten vermag der Netzbetreiber in bestimmten Zeiten auf die Abschaltleistung des Kunden zurückgreifen zu
können. Somit hätten beide Seiten einen Vorteil.
Angesichts der Liberalisierung des Zähl- und Messwesens und der damit
verbundenen Einführung elektronischer Zähler sei hier auch kurz die Möglichkeit
von Lastmanagements bei Kleinverbrauchern eingegangen.
Eine großmaßstäbliche Abschaltung bei Haushaltskunden bewährt sich bereits seit
vielen Jahren in Kalifornien, wo Klimaanlagen zur Netzstabilisierung kurzfristig per
Rundsteuerung ausgeschaltet werden können. Hierfür erhält der Verbraucher eine
kleine Gutschrift. Da in unseren Breiten Klimageräte bisher nicht in derartigem
Umfang verbreitet sind, bieten sich Kühl- und Gefriergeräte an, bei denen von
einem relativ konstanten und gut ermittelbaren Stromverbrauch über den Tag
ausgegangen werden kann.
Unabhängig, ob eine solche großmaßstäbliche Ansteuerung von immer effizienter
werdenden Haushaltsgeräten wirtschaftlich Sinn macht, so bieten doch bidirektionale Messeinrichtungen die Möglichkeit, zeitvariable Tarife anzubieten. Hierbei
wird innerhalb einer akzeptablen Zeitspanne der Arbeitspreis für die kommenden
Stunden übermittelt. Ziel ist es, den Kunden bei hoher Netzlast zu einem
zeitversetzten Gebrauch der Haushaltsgeräte zu bewegen. Dafür liegt z.B. der
Leistungspreis niedriger oder fällt ganz weg. Insgesamt muss der Kunde, um ihn an
einen solchen Tarif zu interessieren, einen Vorteil gegenüber den anderen Tarifen
erhalten.
10.3 Effizienz
Die zuvor bereits angesprochene Energiedienstleistungsrichtlinie wird vom
Stromlieferanten (siehe Kapitel 1) aktive Maßnahmen zur Einsparung von Energie
bei Haushaltskunden fordern. Davon abgesehen, dass der Kunde selbst aus
Rationalitätsgründen innerhalb der kommenden Jahre effizientere Geräte kaufen
wird bzw. nur noch solche angeboten bekommt, kann der Netzbetreiber zusätzlich
gezielt einwirken. Hierzu kann er sich sein Wissen um die Infrastruktur sowie seine
guten Kontakte zu den regionalen Betrieben und Händlern nutzbar machen.
Mittels Kampagnen können Dienstleistungen (individuelle Beratung, Austausch von
Geräten, Sammelkauf effizienter Geräte, Verleih von Stromzählern und vieles mehr)
präsentiert und angeboten werden, wobei die Durchführung bei regionalen
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Unternehmen liegt (siehe auch Kapitel 3.3). Dies erhöht die örtliche Wertschöpfung
und dient der gesamten Gemeinde. Zudem integriert sich das Stadtwerk durch
solche aktive Maßnahmen nachhaltig in der Gemeinde und kann vielleicht auch
in schlechten Zeiten auf starken Rückhalt rechnen.
Die Effizienzmaßnahmen dienen also nicht nur der Netzentlastung sondern auch
dem Marketing der Stadtwerke selbst.
Für St. Ingbert wurde während der Studie folgendes Potenzial aus Effizienzverbesserungen bei Haushaltskunden bis 2020 abgeschätzt:
45.000
40.000
Einsparpotenzial durch
Effizienz
35.000
um Effizienz korrigierte
Jahresdauerlinie
kW
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1
1.001
2.001
3.001
4.001
5.001
6.001
7.001
8.001
1h-Werte
korrigiert um die Effizienzentwicklung im Haushaltsbereich entsprechend dessen
Potenzial bis 2020
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45.000
2007
40.000
"2020 Effi"
35.000
kW
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1
1.001
2.001
3.001
4.001
5.001
6.001
7.001
8.001
1h-Werte
Abbildung 10-4 Veränderter Netzlastgang durch Effizienzverbesserung im Bereich
Haushalte bis 2020 auf Basis des Netzlastgangs 2007
10.4 Zusammenfassung
Durch aktiven Netzbetrieb und Integration aller Akteure können sich die
Stadtwerke gut für die kommenden Jahre rüsten. Die Nutzung dezentraler
Optionen bieten sich auch für die Stadtwerke St. Ingbert an. Allein das Potenzial
durch wärmegeführte KWK-Anlagen ist erheblich. Die zusätzlich ermittelten
Effizienzpotenziale können ebenfalls voll zum Tragen kommen, wenn mittels
Kampagnen die Umstellung unterstützt wird.
Die nachfolgenden beiden Abbildungen
Lasteinsparpotenzial nochmals zusammen:
fassen
das
hier
abgeschätzte
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45.000
40.000
Ref-Eff
35.000
Ref-KWK
kW
30.000
Ref-Eff-KWK
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1
1.001
2.001
3.001
4.001
5.001
6.001
7.001
8.001
1h-Werte
Abbildung 10-5 Gesamteinsparpotenzial von Effizienzmaßnahmen und KWK bis
2020 auf Basis der Jahreslast 2007
45.000
2007
40.000
2020
35.000
kW
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1
1.001
2.001
3.001
4.001
5.001
6.001
7.001
8.001
1h-Werte
Abbildung 10-6 Simulierter Jahresnetzlastgang 2020 unter Berücksichtigung des
Einsparpotenzials in Haushalten und der Einspeisung von wärmegeführten KWKAnlagen
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11 Literatur
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September 2008
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20090925 Energiestudie St. Ingbert Kapitel 2

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